Diskussion:Merit-Order

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Wirkung auf den Stromkunden

Die Behauptung, das EEG könne via Merit-Order den Stromkunden entlasten, ist nicht belegt und schon rein logisch nicht haltbar, denn sie beinhaltet zwei Denkfehler. Erstens: Gerade WEGEN des EEG können inländische Kunden NICHT vom Merit-Order-Effekt profitieren. Das EEG schreibt feste Vergütungssätze vor und diese sind indirekt von den Stromkunden zu tragen. Billiger als diese Vergütungssätze kann der EEG-Strom für sie nicht sein, selbst wenn der Börsenpreis nahe Null oder im äußersten Fall negativ ist. Die Netzbetreiber werden gezwungen, weit mehr zu zahlen als der Marktpreis und machen so Verlust. Das wird durch Merit-Order noch verschärft, weil die Differenz zwischen Marktpreis und Einspeisevergütung dadurch steigt.

Formeln können dem gesunden Menschenverstand schon mal zuwiederlaufen. Die EEG-Anbieter kriegen egal wie die Merit-Order aussieht immer dasselbe, da hast du recht, nämlich ihre fixe EEG-Vergütung. Somit kosten sie den Verbraucher am Ende auch immer dasselbe. Die Ersparnis kommt aus der konventionellen Erzeugung. Die bekommt weniger und der Verbraucher muss somit dafür weniger bezahlen:

In der Merit-Order stehen die Erneuerbaren am Anfang, denn sie haben Grenzkosten Null. Somit kommen sie immer zum Zug. Danach kommen der Reihe nach die Konventionellen. Wenn es mehr Erneuerbare gibt, kommen die teureren Konventionellen nicht mehr zum Zug, das Grenzkraftwerk ist billiger und somit kriegen alle, die zum Zug kommen, weniger Geld. Was den Erneuerbaren jetzt zu ihrer garantierten Vergütung fehlt, wird auf anderen Kanälen ausgezahlt und kommt doch ebenso sicher beim Verbraucher an. Die Konventionellen bekommen jedoch wirklich weniger. Dies ist der Gewinn des Verbrauchers. Der Gewinn des Verbrauchers ist dabei schnell der Verlust des Kraftwerksbetreibers, denn Grenzkosten sind keine Vollkosten und der Deckungsbeitrag für die Fixkosten sinkt auch für die Kraftwerke, die noch zum Zug kommen.

Um zu Vergleichen, ob der EEG-Zubau (nur aus Sicht des Verbrauchers und aus der Sicht, dass der konventionelle Kraftwerkspark schon steht und seine Verluste wohl oder übel tragen muss) vorteilhaft ist, füge ein EEG-Kraftwerk hinzu. Dann steigen die Gesamtkosten um die Kosten des EEG-Kraftwerks nach EEG-Vergütung. Gleichzeitig sinken die Gesamtkosten um die (Grenz-)kosten des bisherigen Grenzkraftwerks (das ist natürlich weniger, schon weil es nur Grenzkosten sind) und zusätzlich um den Betrag, den alle Kraftwerke, die jetzt noch zum Zuschlag kommen, weniger bekommen, weil das Grenzkraftwerk billiger geworden ist.--Arianndi (Diskussion) 17:52, 25. Aug. 2021 (CEST)

Sachlich eben nicht richtig. Da a) es nicht nur die EEG—Umlage gibt und b) es Kapazitätsengpässe gibt. Wunderbar momentan zu sehen. #GruenerMist --2003:C2:C71C:4600:6181:B6E7:7CBD:2F0D 22:59, 31. Aug. 2022 (CEST)

Das ist ja auch in der als Quelle angegebene Studie Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global nachgewiesen. Der deutsche Verbraucher wird auf keinen Fall entlastet, er zahlt eher noch zusätzlich drauf. Profitieren können nur diejenigen, die nicht fürs EEG bezahlen, aber einen zeitweise niedrigen Börsenpreis vielleicht nutzen können – also fast nur Ausländer.

Zweitens: ein niedriger Preis ist nur dann vorteilhaft, wenn man Nachfrager ist. Es wird stillschweigend und vielleicht unbewusst unterstellt, Stromversorger träten nur auf der Nachfrageseite auf. Es kommt aber nur dann ein Geschäft zu Stande, wenn es auch einen Anbieter gibt. Und natürlich machen diese Verlust, wenn überflüssigen Strom verkaufen müssen, den sie zwangsweise zu einem viel höheren Preis einkaufen mussten. -- FfD 19:21, 19. Nov. 2010 (CET)

"Eine Nettoentlastung für den Verbraucher kann entstehen, selbst wenn die Vergütung durch das EEG über dem Preisniveau p1 liegt, wenn die durch den Merit-Order-Effekt verursachte Ausgabenreduktion für konventionellen Strom (p1-p2)*N2 insgesamt größer ist als die Ausgaben für den Strom aus erneuerbaren Energien (N1-N2)*(pEEG-p1)."

Lies doch bitte mal das Wort "kann" mit. Wenn also die Vergütung für EEG-Strom nur unwesentlich (d.h. damit ist wohl nicht PV gemeint, sondern Windstrom zwischen 9-5 ct/kWh) über dem Marktpreis liegt z.B. 60 Euro/MWh am Tag und dann die Steigung der Merit Order Kurve hoch ist, dann beträgt aufgrund dieser hohen Steigung (p1-p2)/(N1-N2) durchaus die Chance, dass der Aufpreis für den Windstrom, den der Endverbraucher zu zahlen hat, kleiner ist als die Ausgabenreduktion für die Restlastmenge. Das hat nicht mit einem Denkfehler zu tun, sondern mit Kurvendiskussion. Im Winter bei wenig PV-Stom, hoher Tageslast (=steile Merit-Order) und ein wenig Wind wird die Eventualität des Könnens zum Sein.

Zweitens senkt der Merit-Order-Effekt wie richtig dargestellt den Marktpreis für Strom an der Börse, die Erlöse am Spotmarkt für EEG-Strom gehen dadurch auch zurück und die EEG-Umlage steigt wegen wachsender Differenzkosten. Soweit so gut. Das stört aber nicht weiter. Angenommen es sind 60 GW Last da, 30 GW EEG-Einspeisung (Annahme fürs Rechenbeispiel mit 100 €/MWh Vergütung), die den Preis sogar in negative Regionen treiben. Der Referenzpreis an der Börse läge bei a) 50 €/MWh, mit EEG-Strom bei b) 0 €/MWh und bei c) bei -100 €/MWh.

Ohne Merit Order Effekt wären die Differenzkosten bei a) 30 GW*(100-50)€/MWh=150.000 €/h und der Verbraucher bezahlt für den Strom am Markt 60 GW * 50 €/MWh=300.000€/h, insgesamt also 0,45 Mio Euro pro Stunde. Mit Merit-Order-Effekt sieht es nun deutlich günstiger für den Verbraucher aus. b) Differenzkosten gehen hoch: 30 GW*(100-0)€/MWh=300.000 €/h, aber die Kosten für den Stromeinkauf 60 GW * 0 €/MWh= 0 €/h gehen zurück, in Summe bleibt 0,3 Mio Euro pro Stunde. c) Verbessert sich die Summenbilanz für den Verbraucher noch weiter: Differenzkosten 30 GW*(100-(-100)) €/MWh=600.000 €/h plus Stromeinkauf 60 GW * -100 €/MWh = -600.000 €/h ergibt 0 Euro für den Strom incl EEG in dieser herausgepickten Stunde.

Von negativen Preisen profitieren natürlich zu ersteinmal die Stromhändler und direkt am Börsenmarkt agierenden Großeinkäufer. Indirekt wird dies aber auch an Kleinverbraucher weitergegeben, weil der Index (Phelix) ebenfalls runter geht. An dieses sind viele längerfristige Geschäfte gekoppelt. Das ausländische Stromhändler vom Merit-Order-Effekt auch profitieren, ist hinlänglich bekannt. Die Stromexporte Deutschlands - seit einigen Jahren rund 20 TWh/a im Saldo - beruhen darauf, dass man jenseits der Grenzen gerne billigen Strom kauft. --Gunnar 21:33, 27. Nov. 2010 (CET)

Hier findet man eine Tabelle mit Beispielzahlen zum Merit-Order-Effekt: Merit-Order und das Märchen vom teueren EEG Strom. Sie zeigt den Fall, wie bei moderater EEG-Einspeisung und steiler MO-Kurve eine Netto-Entlastung für den Endverbraucher erfolgen kann. Die Downloads sind nur für angemeldete User einsehbar, also muss man sich ggf. einloggen. --Gunnar 01:58, 8. Jan. 2011 (CET)

Nette Märchensammlung die du hier aufzählst. Deine Märchenblase zerspringt gerade. (Diskussionsbeitrag gekürzt, Wortwahl unangemessen) --2003:C2:C71C:4600:6181:B6E7:7CBD:2F0D 23:01, 31. Aug. 2022 (CEST)

Man kann das Prinzip Merit-Order kritisch hinterfragen. Ich deute dies aber als Aufruf zur Lynchjustiz. Das ist hier erstens sachfremd und zweitens grundsätzlich nicht tolerierbar. --Trauerklos (Diskussion) 08:50, 13. Sep. 2022 (CEST)

Beispielrechnung

Hallo, Ich habe unter Datei:Merit-Order-Beispielrechnung für WP.png eine Beispielrechnung erstellt. Vielleicht trägt sie zur Veranschaulichung des Effekts bei. :-) Staubi 22:49, 8. Jan. 2011 (CET)

Beispielrechnung für Überkompensierung der Differenzkosten durch den Merit-Order-Effekt

Hi Franz (unter einem Vornamen kann ich mir eher jemanden vorstellen als unter einem Kürzel wie FfD), die Beispielrechnung zeigt recht deutlich, wie der Verbraucher Geld sparen kann, obwohl die EEG-Vergütung höher ist als der aktuelle Marktpreis. Müssen wir das noch weiter besprechen oder kannst Du das so akzeptieren? -- Gunnar 09:23, 23. Jan. 2011 (CET)

Das ist leider falsch. Wunderbar aktuell zu sehen. Da wird der eine oder andere Grüne sich dann demnächst mit anderen Gerätschaften vertraut machen müssen. Könnte eng werden. Da helfen dann auch keine gepanzerten Fahrzeuge, wenn man wie bekloppt panzerknackende Waffen an die Ukraine verhökert. --2003:C2:C71C:4600:6181:B6E7:7CBD:2F0D 23:04, 31. Aug. 2022 (CEST)

Ich finde, die Beispielrechnung verdeutlicht doch das Prinzip recht gut. Man könnte vielleicht noch die Begriffe sauberer benutzen. Z.B. Vergütung und Market Clearing Price trennen und dann den Durchschnittsendkundenpreis oder so einführen--Seisofrei 23:58, 2. Feb. 2011 (CET)

Die Tabelle kann ich leider nicht ändern, aber die Vergütung ist das, was der Anlagenbetreiber ausbezahlt bekommt. Bei einer EEG-Anlage ist es eine gesetzlich festgelegte Vergütung gemäß EEG, bei konventionellen Anlagen oder jenen, die aus dem EEG gefallen sind wie z.B. ältere Wasserkraft, wird als Referenzpreis der Börsenpreis (= Market Clearing Price) hergenommen. --Gunnar 18:06, 3. Feb. 2011 (CET)

Die Tabelle ist fehlerhaft! Der Boersenstrompreis mit EEG betraegt 8 Ct/kWh, weil das die Grenzkosten des teuersten gerade noch benoetigten Kraftwerks sind. EE-Strom wird wie auch der andere an der Boerse gehandelte Strom genau zu diesem Preis verkauft. Die 8,45 Ct/kWh sind die Kosten des Boersenstrompreis + die gleichmaessig aufgeteilte EEG-Umlage (= 6 Ct.*0,075). Die 6 Ct. sind die Differenz zwischen EE-Stromverguetung und Boersenpreis, die 0,075 der Anteil des EE-Stroms an der Gesamtstrommenge. Hier wird angenommen, dass der komplette Strom an der Boerse verkauft wird. In der Praxis ist das nicht der Fall, daher waere der EE-Stromanteil geringer als 7,5% und damit die Umlage ebenso kleiner als 0,45 Ct./kWh. (nicht signierter Beitrag von 188.193.35.229 (Diskussion) 23:15, 14. Feb. 2012 (CET))

Neue Quelle eingefügt

Ich habe mal eine aktuelle Quelle eingefügt, die 5 Jahre alte Quelle, hier gleich zwei mal angeführt, ist ja wohl etwas überholt. Oben steht dann noch eine Zahl aus dem Jahr 2008, die gehört wohl auch eher hier her. Der Absatz war und ist meiner Meinung nach (wie auch teilweise der Rest des Artikel) tendenziös, da der Eindruck beim Leser entstehen "soll", dass die EEG-Kosten sich mit dem Effekt aufheben sollen. Dies kann ja mit Sicherheit verneint werden (oder nicht?). In dem Artikel, der den Titel "Merit-Order" trägt, ist wohl der Schwerpunkt nur noch der Merit-Order-Effekt. Apropos tendenziös: "Eine Nettoentlastung für den Verbraucher kann entstehen, selbst wenn die Vergütung durch das EEG über dem Preisniveau p1 liegt". Auch hier wird der Eindruck erweckt, dass der Verbraucher etwas einspart. Die Einsparung ergibt sich sehr wohl volkswirtschaftlich, nicht aber für den "Verbraucher". Man sollte wenigstens auch klipp und klar sagen, dass die "Netto"-Einsparung vom Endverbraucher insgesamt teuer erkauft wurde und wird, Netto-Entlastung wäre wenigstens richtig. Noch so ein tendenziöser Satz ohne Zahlenvergleich: “Wenn man den Marktwert der erneuerbaren Energien und das in dieser Studie bestimmte Volumen des Merit-Order-Effektes gemeinsam betrachtet, kommt es zu einer erheblichen(!?) Reduktion der durch das Erneuerbaren-Energien-Gesetz verursachten Kosten. Für das Jahr 2006 ist die Summe aus Marktwert und Merit-Order-Effekt sogar höher als die gesamte EEG-Vergütungssumme." Der Effekt wird ja schließlich auch gerne bei der EE-Lobby angeführt, deshalb sollte eine gewisse Objektivität hergestellt werden.KarstenG 12:20, 8. Aug. 2011 (CEST)

Die Zahlen mögen überholt sein, der Effekt an sich ist es nicht. Der bleibt noch einige Zeit bestehen, und zwar solange wie die optimale Struktur der Erzeugerlandschaft nicht dem entspricht, was aktuell in Betrieb ist. Dann findet eine Umverteilung von den Betreiber zu den Verbrauchern statt. Dass die EEG-Förderung Geld kostet, ist unbestritten. Allerdings kann nach wie vor auch der Verbraucher entlastet werden: Merit-Order-Effekt vs den ihn auslösenden EEG-Zubau per Einspeisetarif. Das betrifft IMHO zwar nur einzelne Stunden, ist aber kein Gedankenexperiment. --139.174.156.101 21:56, 27. Sep. 2011 (CEST)

Man darf nicht Realität und Modell vermischen. Das Modell geht von explizit und implizit von zig unrealistischen Annahmen aus und hat mit der Realität so gut wie nichts zu tun. Daraus kann man keinen realen Effekt für Verbraucher ableiten. Ein sinkender Börsenpreis steigert die Differenzkosten, womit der Saldo für den Verbraucher bestenfalls Null ist. Theoretisch könnten höchstens die Kunden der von der EEG-Umlage befreiten Anbieter vom niedrigen Börsenpreis profitieren. Die Realität sieht aber ganz anders aus. Lt. eigenen Angaben besteht der Energiemix bei Greenpeace Energy derzeit aus 99% Wasserkraft und 1% Windkraft, bei Lichtblick aus 98% Wasserkraft und 2% Biomasse. Wenn selbst sog. Ökostromanbieter freiwillig keinen oder fast keinen Windstrom einkaufen (von PV ganz zu schweigen), dann ist das ein an Deutlichkeit kaum zu überbietender Hinweis darauf, dass Windkraft nicht wettbewerbsfähig ist und nicht geeignet ist, den Strompreis zu senken. Die Fixkosten kommen im Modell gar nicht vor, das sind bei einem Windrad aber fast die gesamten Kosten und --Arianndi (Diskussion) 19:51, 31. Aug. 2022 (CEST)irgendwer muss die in der Realität auch bezahlen. Vollkommen ausgeblendet werden im Modell sowieso alle indirekten Effekte des EEG wie zunehmender Einsatz teurer Gaskraftwerke, sinkende Auslastung konventioneller Kraftwerke oder Kosten für den Netzausbau. Das alles wirkt preistreibend, höchstens beim Emissionsrechtehandel könnte es künftig eine positive Wirkung geben.

Der Merit-Order-Effekt ist schlicht ein politisches Propagandainstrument, um zu suggerieren, die EEG-Subventionierung sei gar nicht teuer. Wenn man die Merit-Order-Wirkung von WKAs hervorhebt, der müsste das, wenn man neutral sein will, konsequenterweise auch bei Kohle- und Kernkraftwerken tun, denn auch die haben einen Merit-Order-Effekt, sogar einen, der nicht von EEG-Differenzkosten (über-)kompensiert wird. Das ist halt das Problem beim ganzen Artikel: der Effekt wird nur von bestimmten Kreisen mit bestimmter Absicht ins Feld geführt und das auch praktisch nur in Deutschland (selbst im englischen Wikipedia-Artikel werden ausschließlich deutsche Quellen angeführt), weshalb die Quellen einseitig sind. Es ist in Deutschland halt nicht opportun, Öko-Dogmen zu widersprechen, das wird – wenn überhaupt – nur sehr vorsichtig getan. Mehr als diese vorsichtige Kritik ist dann auch nicht zu belegen und im Artikel einzubauen, da der Effekt im Ausland nicht diskutiert wird und folglich keine entsprechenden Quellen vorhanden sind. Da stößt das Prinzip von Wikipedia halt leider an seine Grenzen, man muss manches unwidersprochen stehen lassen, obwohl es offensichtlicher Unsinn ist.-- FfD 18:55, 26. Okt. 2011 (CEST)

Diesbezüglich noch eine interessante Quelle: das Kurzgutachten „Auswirkungen sinkender Börsenstrompreise auf die Verbraucherstrompreise“ von G. Harms, erstellt im Auftrag der Bundestagsfraktion der Grünen. Darin kommt er u.a. zu dem Schluss, dass durch Merit-Order-Effekt eingetretene Preissenkungen an den Strombörsen nicht an Privatkunden weitergegeben wurde. --176.5.31.203 01:29, 30. Aug. 2012 (CEST)

Merit-Order-Effekt

Merit-Order-Effekt (neu)

Merit-Order-Effekt (alt)

@Arianndi: Noch etwas zur anderen Graphik: die Darstellung finde ich kompliziert und wenig einfach nachvollziehbar. In diesem Schema ändert sich der braune Anteil (Warum eigentlich braun? Ich mag das Farbenschema der Energy-Charts) der erneuerbare Energien, die ähnlich wie ein Grundlastkraftwerk links auf der Achse mal einen größeren mal einen kleineren Block ausmachen. Dadurch verschiebt sich die ganze restliche Merit-Oder-Kurve und der geneigte Erstleser hat Schwierigkeiten zu erkennen, worum es eigentlich geht. Das ganze Bild wackelt im Vorher-Nachher-Vergleich zuviel. Besser fand ich die alte Darstellung, bei der die Merit Order fix steht und nur die Restlast (Last minus dargebotsabhängige EE-Einspeiser) sich verändert. Dann verschiebt sich nur eine Restlast-Schwelle auf der Last-Achse, um man kann dann neue Preise einzeichnen, wo die Schnittpunkte da sind. Das heisst nicht, dass man die alte Graphik nicht weiter verbessern könnte, vgl. auch mit EU Displacement Mix, Figure 5-1, S. 26. Aber auch fachlich (und nicht nur didaktisch) hat die neue Abbildung Schwächen. Die Merit-Order ist üblicherweise eine linksgekrümmte Kurve: Spitzenlastkraftwerke sind von den variablen Kosten sehr viel teurer, aber auch nur ein eher schmales Leistungsband. Die Merit-Order-Kurve sieht in der neuen Version im hinteren Bereich fast wie eine Gerade aus, und das ist sie mit Sicherheit nicht.

"Ich finde die Grafik zur Erklärung mit der Residuallast wenig hilfreich und das zeigt auch die Verwirrung auf der Diskussionsseite. Die Autoren waren sich offensichtlich auch nicht einig, der Artikel hatte Widers--Arianndi (Diskussion) 09:21, 27. Aug. 2021 (CEST)prüche, ob der Merit-Order-Effekt inklusive EEG-Umlage kostensenkend sein kann oder nicht." - Der Merit-Order-Effekt ist ein Umverteilungsmechanismus von den Herstellern zu den Verbrauchern, wenn die Produzenten auf einem Kraftwerkspark sitzen, der nicht optimal an die Bedarfsstruktur angepasst ist und zuviel Grundlastkapazitäten hat, d.h. zuviel CAPEX. Ob das die kumulativen Kosten für den Verbraucher senkt, hängt davon ab, wie steil die Merit-Order ist, wo der Arbeitspunkt gewöhnlich sitzt und wie groß der Aufpreis ist, denn man für EE aus Wind und Solar zu zahlen hat gegenüber dem üblichen Preis am Markt. Wenn durch den Merit-Order-Effekt die Restlast das Grenzkraftwerk von einem Braunkohlekraftwerk zu einem anderen Braunkohlekraftwerk verschiebt (flache MO-Kurve), dann ist der Effekt gering. Wenn aber bei Spitzenlast im Winter ein paar magere GW Photovoltaik verhindern, dass extrem teure Spitzenlastwerke (Gasturbinen auf Erdölbasis) gebraucht werden, und effizientere GuD-Kraftwerke als Grenzkraftwerke eingesetzt werden können, dann ist der Effekt größer. --Gunnar (Diskussion) 23:38, 26. Aug. 2021 (CEST)

@Gunnar.Kaestle:

Die Residuallast zu betrachten nicht selbstverständlich: Warum zeichnet man eine Verschiebung der Nachfrage, wo sich doch das Angebot verändert hat. Dass man das Angebot der Erneuerbaren abziehen kann, weil es ein preisunabhängiges Gebot ist, ist nicht selbsterklärend und nicht das, was tatsächlich passiert. Dies löste auch hier Verwirrung aus und sollte zumindest mit einer Voraberklärung, wie die Erneuerbaren in den Markt integriert werden, begründet werden.

Weiterhin ist meines Erachtens an dem Effekt nur eines interessant: Wie kann es sein, dass der Verbraucherpreis sinkt, wenn die Erneuerbare Einspeisung steigt, obwohl die Erneuerbare Einspeisung doch teurer ist, als die konventionelle Erzeugung, die sie verdrängt - und obwohl der Verbraucher doch über die EEG-Umlage letztendlich die Vollkosten der Erneuerbaren bezahlt. Das erklärt das alte Bild nicht. Es zeigt nur, wenn billigere Erzeugung dazukommt, wird es billiger und am Ende kommt der teuerste nicht mehr zum Zug. Dass ist sowieso klar und m.E. nicht der Punkt. Alles andere stand nur in der Formel (und die wollten auch schon Leute streichen)

Ich habe die Formel jetzt natürlich der Grafik angepasst, aber vorher war sie im Übrigen nicht ganz richtig (auch auf die alte Grafik bezogen) .--Arianndi (Diskussion) 00:21, 27. Aug. 2021 (CEST)

"Die Residuallast zu betrachten nicht selbstverständlich: Warum zeichnet man eine Verschiebung der Nachfrage, wo sich doch das Angebot verändert hat." Die Residuallast zu betrachten macht durchaus Sinn. Nicht nur weil das Diagramm dann einfacher zu verstehen ist, da sich nur die Gleichung "Restlast = Last - (dargebotsabhängige, nicht steuerbare Erzeugung)" ändert, und an der Struktur der Merit-Order sich nichts ändert, welche den disponiblen Kraftwerkspark wiedergibt. Nein, auch zur Preisfindung an Märkten ist festzustellen, dass es Unterschiede zwischen price takern und price makern gibt. Preissetzendes Kraftwerk ist das Grenzkraftwerk. Das ist beim Use Case Merit-Order-Effekt = Umverteilung vom Erzeuger zum Verbraucher bei nicht angepasster Struktur des Kraftwerksparks, insbesondere zu CAPEX-intensiv, d.h. zu viel Grundlast- und Mittellasterzeugung wo eigentlich Mittellast & Spitzenlast hingehört eines aus der Merit-Order des preissetzenden Kraftwerksparks. Die Restlast ist der wesentliche Inputparameter, aus der der Preis gebildet wird. Das Bild Restlast vs. Preis aus den Energy Charts zeigt die Merit Order. Das ist die Merit Order der Wirklichkeit, stärker verrauscht als die modellhafte Linie, weil unter anderen während der Messzeit von einem Jahr, sich die Brennstoffpreise ändern, die CO2-Zertifikatekosten, und auch die An- und Abfahrhysterese bei Kraftwerken im Mittel- und Spitzenlastsegment dazukommen. --Gunnar (Diskussion) 16:29, 28. Aug. 2021 (CEST)

"Wie kann es sein, dass der Verbraucherpreis sinkt, wenn die Erneuerbare Einspeisung steigt, obwohl die Erneuerbare Einspeisung doch teurer ist, als die konventionelle Erzeugung, die sie verdrängt - und obwohl der Verbraucher doch über die EEG-Umlage letztendlich die Vollkosten der Erneuerbaren bezahlt." - Zur Rechtschreibung: "erneuerbar" ist ein Adjektiv und daher klein zu schreiben, vgl. mit dem Duden. Die Erklärung ist ganz einfach, und dazu würde ggf. eine Überarbeitung der alten Graphik mit dedizierten Kosten-Kasten helfen, statt dass man auf zwei verschiedenen Abbildungen sich durch unterschiedliche MO-Kurven kämpfen muss - warum genau unterscheiden die sich?

In dem alten Diagramm müssen die Verbraucher, auf die die Vollkosten der neuen Kapazitäten umgewälzt werden (und das kann auch das Kernkraftwerk sein, dass in UK nun für 92,5 GBP/MWh entstehen soll) nun die zusätzliche Summe mehr zahlen: (Kosten der Neuanlage k_neue-Anlage - Preis des Grenzkraftwerks vor Zubau p(RLN₁) * P_{Neuanlagen-Leistung}); die Verbraucher sparen die Absenkung des Marktpreises mal die verbleibende restliche konventionelle Erzeugung, also die Restlastnachfrage 2, die um das P_{Neuanlagen-Leistung} kleiner ist: p(RLN₁)- p(RLN₂). Der Merit-Order-Effekt kann Summasumarum zu einer Überkompensierung der Kosten führen, wenn a) die MO-Kurve rechts recht steil ist und auch kleine Leistungen hohe Preisänderungen ergeben und b) der Aufpreis für die Neuanlagen im Vergleich zum üblichen Preis relativ klein ist. Das Ganze muss man aber für das ganze Spektrum von Restlasten über einen Zeithorizont wie ein Jahr betrachten, d.h. man braucht ein kleines Excel-Sheet über 8760 Stunden oder der vierfachen Zahl an Viertelstunden um retrospektiv eine Schätzung abzugeben (Schätzung weil es nur ein Modell bzgl. der Preisfindung ist: alle Modelle sind falsch, aber einige sind nützlich. G. Box). Summe von t=1 bis 8760 über MO(RL₁(t)) und das vergleichen mit dem Zubau MO(RL₂) wobei RL₁(t)=a*P_Last(t) - b*P_solar - c*P_wind(t) bzw. RL₂(t)=x*P_Last(t) - y*P_solar - z*P_wind(t) und P die jeweiligen Leistungsprofile sind, die mit a,b,c bzw. die x,y,z auf die installierte Leistung hochskaliert werden. Das ist keine Rocket-Surgery, man muss nur die Zeitreihen und die Merit Order als Abbildung von Restlast auf Preis haben und per Tabellenkalkulation verrechnen. Der MO-Effekt sagt nicht aus, dass es insgesamt billiger (für den Verbraucher) wird, er erklärt wie der Effekt zustande kommt. Ob es netto für den Verbraucher weniger wird, hängt unter anderem davon ab, dass die MO-Kurve am rechten Ende linksgekrümmt an Steigung zunimmt. Das tut Dein Bild nicht.--Gunnar (Diskussion) 17:20, 28. Aug. 2021 (CEST)

merit order effect

merit order effect - revenues of renewable and conventional production

Vielleicht ist es auch sinnvoll mehrere Bilder in den Text zu tun. Erst der reine Preiseffekt, und dann die Gesamtkostenblöcke, die entstehen (siehe links).

Dann kann man auch die Erklärung in 2 Schritte teilen:

1. Wir kucken mal, wie der Marktpreis entsteht, dabei gehen die Erneuerbaren zu Null ein. Wenn die Erneuerbare Einspeisung steigt, rutscht die Merit-Order der Konventionellen nach rechts und sieh da, der Marktpreis sinkt.

2. Jetzt kucken wir, was die bezuschlagten Energien kosten/erlösen:

• Die Erneuerbaren kriegen Menge_Ern * EEG-Preis (das ist das gruene Rechteck)
• Die Konventionellen kriegen Menge_Konv*erzielter Marktpreis (das ist das graue Rechteck)

Die Verbraucher müssen insgesamt die Summe zahlen. Jetzt kann es sein, dass gruen + grau kleiner wird, oder auch nicht. Und dann die Formel, ergänzt am besten durch ein Rechenbeispiel mit realistischen Zahlen.

Zu Didaktik und pädagogischer Reduktion: In Wirklichkeit ist es natürlich viel komplizierter: Ein Großteil der Erneuerbaren geht in die Börsenauktion zu einem unlimitierten Gebot, d.h. zu einem Mindestpreis von - 3000 €/MWh (technisch gesetzter Mindestpreis der Börse) ein, denn sie kriegen ihre EEG-Fixvergütung pro erzeugter MWh, was immer passiert und haben somit keinen Anreiz abzufahren. Das gilt auch für EEG-Kraftwerke, die Grenzkosten haben, wie Biomassekraftwerke. EEG-Erzeuger in der Direktvermarktung stellen zu einem unteren Limit von minus Marktprämie ein, d.h. sie sind bereit zu liefern, solange der negative Marktpreis die Marktprämie nicht überkompensiert. Auch die Gebotskurve der konventionellen beginnt in vielen Stunden mit negativen Mindestgeboten, da sie für eine einzelne Stunde nicht abfahren können (kann man auch alles in einer Leitstudie Strom 2015 des BMWi nachlesen). Weiterhin wird der Preis von der Börse pro Stunde oder Viertelstunde bestimmt, die Kraftwerke stellen aber größtenteils Blockgebote über mehrere Stunden oder Viertelstunden ein, wobei für den Block ein durchschnittlicher Mindestpreis erzielt werden muss. Die Börse ermittelt den stündlichen/viertelstündlichen Market-Clearing-Preis dann in einem aufwändigen Verfahren mit mehreren Iteration, das auch die Grenzübergangskapazitäten und den internationalen Austausch berücksichtigt so dass:

* kein Blockgebot unberücksicht bleibt, dass zu den relevanten ermittelten stündlichen Market-Clearing-Preisen ausführbar wäre und auch zu den Market-Clearing-Preisen ausgeführt werden kann, die sich ergeben, wenn man es berücksichtigt.

* keine internationale Preisdifferenz bestehen bleibt, die durch noch ungenutzte Grenzkapazitäten ausgeglichen werden kann.

Den so ermittelten stündlichen Preisen steht somit keine stundenscharfe Angebotskurve gegenüber.

Die Gestalt der Angebotskurve ist somit okay, solange sie schön aussieht und den Effekt klarmacht. Wie mein Vorgänger verwende ich eine quadratische Funktion. --Arianndi (Diskussion) 09:21, 27. Aug. 2021 (CEST)

Merit-Order-Effekt (alt), v2: Mit Kästchen und Preislinie p_EEG

Ich habe mal ganz krude in das alte Diagramm mit Apple-Paint ein paar Ergänzungen eingezeichnet, wie z.B. die Linie mit dem Preis der neuen Kapazitäten, die über ein anderes Refinanzierungstool (d.h. sie sind ausserhalb der Merit-Order und beeinflussen die Reihenfolge nicht, wohl aber die Restlast) zugebaut werden. Man erkennt den schlichten Aufbau: wenn der blaue Kasten kleiner ist als der grüne Kasten, dann kommt für den Endverbraucher eine Nettoersparnis heraus, wobei die Bestandskraftwerke dann weniger erlösen. Es kommt also in so einem Fall zu einer Umverteilung vom Erzeuger zum Verbraucher. Im Extremfall reichen die Einnahmen der Produzenten nicht aus, um den CAPEX (z.B. Bankkredite) vollständig zurückzuzahlen, bzw. die Renditeerwartung kann nicht eingehalten werden. Wer das Bild in eine SVG-Datei umformen kann: bitte sehr.

Es spielt für den Merit-Order-Effekt keine große Rolle, ob die Zusatzkapazitäten durch ein EEG, oder ein Power-Purchase-Agreement (BTW: das EEG ist ein gesamtgesellschaftliches PPA) oder ein Förderinstrument eines Bundeslandes, einer Gemeinde, eines EVUs oder aus anderen Gründen (Eigenverbrauch) dazu kommen. Wenn die Restlast (temporär) kleiner wird, hat der disponible Kraftwerkspark weniger zu tun, egal ob jetzt das EEG zugeschlagen hat oder eine Fee ein Drittel des Verbrauchs wegzaubert und dafür eine Servicegebühr wie in blau gezeichnet verlangt. --Gunnar (Diskussion) 19:01, 31. Aug. 2021 (CEST)

Ich will an dieser Stelle noch mal aus didaktischen Gründen für die Darstellung mit fester Merit-Order-Kurve plädieren und einer Veränderung der Nachfrage als Restlast durch den Zubau von (EE-)Erzeugungskapazitäten. Wenn man das in zwei Diagrammen macht, die nebeneinander oder untereinander oder 3 Absätze voneinander entfernt angeordnet sind, dann tut man sich schwer, die Unterschiede auf den ersten Blick zu erkennen und den Zusammenhang zu verstehen. Mit der Darstellung in einem Diagramm hat man die gleichen X- und Y-Achsenabschnitte, die MO-Kurve ist die gleiche und man sieht direkt wie sich in der Darstellung die Restlast-Nachfrage aufgrund der EE-Einspeisung verschiebt und die Preise senkt. Der Größenvergleich der beiden Kostenkasten fällt auch direkt ins Auge. Wenn der Arbeitspunkt niedrig ist (z.B. nur 30 GW - 40 GW) und es sind nur Grundlastkraftwerke und ein paar Mittellastwerke in Betrieb, dann wird ein GW mehr Einspeisung durch Wind und Solar aufgrund der flachen Stelle auf der MO-Kurve nur zu einem flachen grünen Kostenkasten der Einsparung führen, der zudem nicht sehr breit ist. Das gleiche GW Einspeisung führt bei hoher (Rest)Last und damit steiler MO-Kurve zu einer größeren Preisreduktion (rapide teurer werdende Spitzenlastkraftwerke, d.h. hoher grüner Kostenkasten), der zudem mit z.B. 60 GW bis 70 GW auch sehr breit ist. Daher ist es wichtig, zum Verständnis eine stark linksgekrümmte MO-Kurve zu wählen.

Der Netto-Effekt war eine Zeitlang klein, weil Kohlekraftwerke billig anbieten konnten und die MO-Kurve flach war und man auch nicht häufig ganz in die Spitzenlast rein kam. Schließlich waren vor ein paar Jahren auch schon 30 GW bis 40 GW Wind und Solar zugebaut, d.h. ein GW mehr hat am Arbeitspunkt bzgl. des Preises nicht viel verschoben. Heute sind aber die Zusatzkosten runtergegangen, insbesondere bei der Photovoltaik. Wenn ein großer Supermarkt sein Dach mit PV vollstopft und ein BHKW neben den Heizkessel stellt (beides vorwiegend nur zum Eigenverbrauch), dann reduziert dieser die Restlast, ohne sich aus dem Umlagentopf (roter Kostenkasten) zu bedienen. Für die Allgemeinheit sinkt aber auch per MO-Effekt der Preis. --Gunnar (Diskussion) 19:25, 31. Aug. 2021 (CEST)

Das Bild ist jetzt schön und die Formel passt dazu und ist jetzt auch richtig. Gibt ja verschiedene Varianten, die durch Gleichungsumformung auseinander hervorgehen. Die Kostenreduktion für die Allgemeinheit halte ich trotz der schönen Herleitung für ein Gerücht. Da würde ich FfD recht geben: Hohe Erneuerbare Einspeisung führt zu Überschüssen, die zu billigen Marktpreisen ins Ausland gehen. Der Inländer zahlt für den Strom, den er nicht braucht, die EEG-Umlage. (Ein positiver Marktwert der Exportbilanz ist da im Übrigen kein Gegenargument, auch wenn wir teurer exportieren als wir importieren, ist es immer noch möglich, dass wir den Strom billiger weggeben als wir ihn inklusive EEG-Umlage produzieren.) Die EEG-Umlage verdoppelt den Anteil im Strompreis, den wir für die Erzeugung zahlen. Ich halte es für sehr unwahrscheinlich, dass ein konventioneller Kraftwerkspark nicht locker mit einer Vergütung von 6,5 (EEG-Umlage) + 7,7 (Erzeugungsanteil) = 13,2 ct/kWh im Endkundenpreis arbeiten könnte und arbeiten würde. --Arianndi (Diskussion) 00:29, 6. Sep. 2021 (CEST)

Es ist wie es ist, auch wenn Du das für ein Gerücht hältst. Wenn in einem bestimmten Zeitintervall der blaue Kasten größer ist als der grüne Kasten, dann kommt eine Nettoentlastung für den Verbraucher heraus - falls nicht, dann zahlt der Endverbraucher für den EE-Aufbau und nicht nur die Erzeuger, die ansonsten durch höhere Market-Clearing-Preise (= Grenzkosten) mehr eingenommen hätten.

Hohe Einspeisungen durch Wind und Solar füren dazu, dass in DE das Preisniveau von Grund- und Mittellastkraftwerken herrscht, und das ist billiger als das Preisniveau von Mittel und Spitzenlastkraftwerken im benachbarten Ausland, wenn dort anteilig weniger Wind- und Solarstrom erzeugt wird. Dann wird gerne deutscher Mittellaststrom importiert, als Spitzenlaststrom selber zu erzeugen. Ein Inländer bezahlt für verbrauchte elektrische Energie, die ihm geliefert wurde, die EEG-Umlage. Das gilt sowohl für den im Inland wie auch im Ausland produzierten und importierten Strom.

In den letzten Monaten sind die Großhandelspreise an der EPEXspot sehr deutlich gestiegen, und auch wenn man es vor 2 Monaten noch als unwahrscheinlich angesehen hat, lagen die Marktpreise häufig über 132 €/MWh. --Gunnar (Diskussion) 20:55, 9. Nov. 2021 (CET)

Wenn blau größer grün, aber das ist im Augenblick nicht der Fall: Die entsprechenden Studien sind alle lange her. Zu Anfang war es so, dass einer hohen Förderung kleiner Erzeugungsmengen (ca. 20% EEG-Anteil) eine Kostensenkung für 80 % der Erzeugung gegenüberstand.

Das Ausland importiert den billigen oder negativpreisigen Strom aus Deutschland, beteiligt sich aber nicht an den hohen Kosten der EEG-Erzeugung, die über die EEG-Umlage ausschließlich auf deutsche Verbraucher umgelegt werden. Die etwas späteren Studien, die sich auch mit der Verteilung beschäftigen, kommen für den Normalverbraucher schon zu keinem positiven Ergebnis. Die Umverteilungseffekte aus dem internationalen Stromimport und -export werden in allen Studien nicht betrachtet. Dass die EEG-Umlage auf den Verbrauch umgelegt wird, ist irrelevant. Sie wird immer so bestimmt, dass die deutschen Verbraucher insgesamt die Kosten der EEG-Erzeugung in Deutschland abzüglich der für diese EEG-Erzeugung erzielten Marktpreise bezahlen. Man kann also gleich den jährlichen Gesamtbetrag betrachten.

Ist der Marktpreis niedrig, so hat das Ausland, das diesen abnimmt, davon einen Vorteil. Für das Ausland gibt es keinen gegenläufigen Effekt durch die EEG-Förderung. Der Inländer dagegen zahlt die gesamten Mehrkosten der Förderung und profitiert nur anteilig von der Preissenkung, da durch die in Deutschland geförderte Energie der europäische Preis gesenkt wird.

Relevant ist das durchschnittliche Preisniveau. Ein Spitzenpreis von 132 €/ MWh ist aber schon im Vergleich zu den mittleren EEG-Vergütungssätzen:

https://de.statista.com/statistik/daten/studie/173250/umfrage/durchschnittliche-eeg-verguetungssaetze-fuer-erneuerbare-energien/

nicht besonders hoch. Die durchschnittlichen Vergütungssätze sind dabei nicht die vollen Kosten der Erneuerbaren Erzeugung, z.B. kommen neben Netzausbaukosten, Steuerungstechnik usw. die Aufwände aus den negativen Strompreisen hinzu. Diese sind durch die Erzeuger, die dennoch produzieren, zu leisten. Hierzu gehören auch die Windanlagen, die weiterproduzieren, weil sie trotzdem ihre Marktprämie bekommen - zu Lasten des deutschen Verbrauchers, der Marktprämie und Aufwände aus Negativpreisen über die EEG-Umlage bezahlen muss.

Die EEG-Umlage ist im Moment etwa genau so hoch wie der Erzeugungsanteil des Strompreises, der die Strombeschaffungskosten am Markt deckt. Die Stromerzeugungskosten insgesamt inklusive EEG-Förderung sind also im Durchschnitt etwa doppelt so hoch wie der Marktpreis. Daraus ergibt durch Gleichungsumformung, dass der EEG-Anteil der Stromerzeugung pro MWh etwa das dreifache kostet wie die Marktvergütung des konventionellen Stroms.--Arianndi (Diskussion) 18:06, 11. Nov. 2021 (CET)

Eine Wenn-Dann-Aussage funktioniert nach dem Schema: wenn die Bedingung erfüllt ist (blauer Kasten größer als grüner Kasten), dann gilt die Folgerung (Verbraucher wird insgesamt entlastet). Wenn nicht, dann nicht. Das kann sich auf eine einzelne Stunde beziehen, ein paar Stunden am Stück, einen Tag, eine Woche oder ein Monat oder ein Jahr.

In der letzten Zeit (z.B. Oktober) hatten wir relativ häufig Strompreise mit einer Doppelhöckerkurve pro Tag, in der der Preis zwischen 100 und 200 €/MWh schwankte. Das waren rund 20 GW Solarenergie. Über den Daumen gepeilt hat also die PV die Last von 70 auf 50 GW reduziert und dabei in diesen Spitzenstunden pro Stunde 50 GW * 1 h * 100 k€/GWh = 5 M€ gespart. Angenommen, die installierte PV kostet im Durchschnitt 30 ct/kWh (auch wenn neue Installationen 5 ct/kWh bis 7,5 ct/kWh kosten), dann ist der Aufschlag 20 GW * 1 h * (300-200) k€/GWh = 2 M€ pro Stunde. In Summe kann man sagen, dass die PV in diesem Beispiel dem Endkunden 3 Mio € pro Stunde erspart. Das sieht aber nur dieses Jahr so eindeutig aus, wo die Merit Order sehr, sehr steil ist. Aber es ist sonnenklar, dass man PV und Wind (kostet gemäß BNetzA knapp 6 ct/kWh) weiter kräftig ausbauen sollte, allein um die Kosten der elektrischen Energieversorgung zu stabilisieren bzw. zu senken.

Zur Frage nach dem Handelssaldo ist meine Information, dass nach wie vor die Einnahmen beim Stromexport größer sind als beim Stromimport, was auch in der Regel dadurch unterstützt wird, dass die Exportpreise über den Importpreisen liegen. Zur Sinnhaftigkeit von internationalem Handel kann man bei Ricardo genauer nachlesen.

Neben der Gleichungsformung kennt man in der Betriebswirtschaft auch noch den Fachbegriff der Sunk Costs, also jene Kosten, an denen man nichts ändern kann und die nicht entscheidungsrelevant sind. Das sind z.b. die Einspeisevergütungen, die vor 10 Jahre gezahlt wurden. Entscheidungsrelevant sind Kosten, die man heute bzw. morgen zu zahlen hat. Bei LCOE für Wind und Solar in der Größenordnung von 5-6 ct/kWh im Vergleich zu Braunkohlestrom (1t CO2 pro MWh * 60 €/t = 60 €/MWh alleine für die CO2-Zertifikate) ist klar, dass Wind und Solar heute sogar billiger ist als Grundlaststrom aus BK, und daher wenn es geht, Wind und Solar die Braunkohle verdrängen sollte.

Bezüglich der "Aufwände aus den negativen Strompreisen" hast Du vielleicht nicht die Verbraucherbrille auf. Ich als Endverbraucher freue mich über negative Preise, je negativer desto besser für meinen Geldbeutel. Noch kommt die Hälfte des deutschen Bedarfs aus konventionellen Anlagen, und da ist jede Preissenkung gut für den Verbraucher (aber zugegebenermaßen schlecht für den Erzeuger). Bei dem Strom, der über das EEG finanziert wird, ist der Verkaufspreis gefixt, hier gibt per Marktprämienmodell nur die Frage, ob er aus der rechten Tasche (Marktpreis) oder aus der linken Tasche (Markprämie) bezahlt wird - in Summe bleibt die Summe gleich, d.h. Marktpreisschwankungen bis ins Negative hinein sind für Endverbraucher völlig egal für den grünen Strom, aber nicht egal für den grauen Strom. --Gunnar (Diskussion) 09:36, 12. Nov. 2021 (CET)

Das ist eine sehr übersichtliche Sichtweise: Für den EEG-Strom zahlt der Verbraucher die EEG-Vergütung, für den konventionellen Strom den Marktpreis. Erst mal ist die EEG-Vergütung durchschnittlich (wesentlich) teurer. Das Argument hier ist, dass aber die EEG-Einspeisung den Marktpreis senkt. Das ist nur relevant, solange noch ein hoher Anteil konventionelle Erzeugung da ist. Wenn ich nur noch EEG-Strom habe, wird es einfach nur teurer. Und je höher der EEG-Anteil wird, desto irrelevanter eine potentielle Marktpreissenkung und desto weniger kann so ein Effekt noch zustandekommen. Das es in einzelnen Marktsituationen, Stunden, Tagen vorkommen kann, will ich gar nicht abstreiten.

Der Saldo aus Export-Import Erlösen/Aufwänden ist hier nicht relevant. Wir exportieren zu anderen Zeiten als wir importieren. Es ist unterschiedlicher Strom und somit eine unterschiedliche Ware, die wir importieren und exportieren. Relevant ist, ob wir importierten Strom billiger kaufen, als wir ihn zum gegebenen Zeitpunkt produzieren können (das tun wir) und ob wir exportierten Strom billiger produzieren als wir ihn verkaufen. Letzteres ist, sofern es sich um EEG-Strom handelt nicht der Fall, denn wir exportieren zum Marktpreis und die EEG-Vergütung liegt darüber. Zusatzzahlungen an Erzeuger (Marktprämie), die ihre Ware exportieren, nennt man Exportsubvention und eine solche gilt in der Volkswirtschaft nicht als wohlstandsfördernd. Die von dir zitierten Zahlen können allein dadurch zustande kommen, dass wir mehr Strom in MWh exportieren als importieren (was eher mich unterstützt als dich).

Am Ende argumentierst du mit CO-2-Zertifikaten, was im Grunde nur die Aussage ist, dass Wind- und Solarenergie eben klimafreundlicher sind und das entsprechend eingepreist wird. Das möchte ich auch nicht abstreiten. Letztendlich sind CO2-Zertifikate aber politische Instrumente und man kann sie so steuern, dass herauskommt, was man gerade möchte.

Ich möchte im Übrigen auch gar nicht abstreiten, dass eine Umstellung auf Erneuerbare strategisch richtig ist: Rohstoffe sind knapp und werden bestimmt nicht billiger und ziemlich sicher sehr bald viel teurer, Klima, Luftverschmutzung, Flächenverbrauch ... Das heißt aber noch lange nicht, dass Erneuerbare Einspeisung direkt kostensenkend ist. Das ist auch nicht der Grund, warum wir diesen Weg gehen. Der Merit-Order-Effekt ist auch kein Wertbeitrag der Erneuerbaren Energien, sondern nur ein Effekt oder auch wenn man so will Fehler des Marktdesigns, der dazu führt, dass die konventionelle Erzeugung keine Fixkostendeckung mehr erzielen kann und somit auch keine diesbezüglichen Investitionen mehr erfolgen. Somit lässt sich das Marktdesign in dieser Form auch nur fortführen, wenn man zu einer Deckung des Bedarfs ohne konventionelle Erzeugung kommt. (Wofür wir im Moment keine rechte Lösung haben). Wird die konventionelle Erzeugung weiterhin gebraucht, wird man ihr ebenfalls wie den Erneuerbaren die Deckung ihrer Fixkosten am Markt vorbei zuschieben müssen (was ja unter dem Stichwort Kapazitätsmärkte auch schon immer mal diskutiert wurde) oder auf andere Weise dafür sorgen müssen, dass sie Vollkosten erzielt. Die Vollkosten der konventionellen Erzeugung sinken aber nicht durch Erneuerbare Einspeisung. Die Entlastung des Verbrauchers, die du postulierst, geschieht wenn sie denn erfolgt voll zu Lasten der konventionellen Erzeuger, die ihre Investitionen abschreiben müssen. Und da zitiere ich, wenn wir schon mal dabei sind Frédéric Bastiat: Volkswirtschaftlich bleibt ein Verlust immer ein Verlust, auch wenn man andere zwingt, ihn zu bezahlen. Wir haben durch unsere Energiepolitik das Land reichlich mit Investitionsruinen überzogen und das senkt ceteris paribus den Wohlstand --Arianndi (Diskussion) 22:35, 12. Nov. 2021 (CET)

"alter Kram"

@FfD: Deinen Kommentar zu der Änderung verstehe ich nicht. Könntest du das wohl näher erläutern? -- H005 (Diskussion) 21:43, 21. Jan. 2022 (CET)

Update der Quantifizierung?

Der Mechanismus des Merit-Order-Effekts hat sich in den letzten 10 Jahren nicht verändert, wohl aber seit der zweiten Jahreshälfte die Parametrisierung. Die Marktpreise an der Börse für Baseload-Strom haben sich von ca. 50 €/MWh auf 200 €/MWh vervierfacht (BDEW-Strompreisanalyse April 2022), nicht nur wegen höherer CO2-Preise, sondern vor allem aufgrund einer drastischen Zunahme von Kohle- und Gaspreis. Kennt jemand aktuelle Auswertungen zum Merit-Order-Effekt? --Gunnar (Diskussion) 17:47, 4. Jul. 2022 (CEST)

Aus dem Absatz Merit-Order-Effekt - Auswirkungen entnommen und hier reinkopiert:

Die Kombination von Merit Order mit einem „schockartigen Gaspreisanstieg“ im Jahr 2022 führte zu einem explosiven Anstieg der Strompreise. 

Die Quelle geht nicht auf den Merit-Order-Effekt ein, also den Marktpreisrückgang durch Einspeisung zusätzlicher (regnerativer) Erzeugungsanlagen. Sie benennt nur die Preisfindung entlang der Merit-Order nach variablen Kosten. Das eigentliche Thema ist aber der Market-Clearing-Price, also der Einheitspreis für alle für das gleiche Gut auf der Auktion des Day-Ahead-Marktes.

Weiterhin finde ich das folgende Zitat aus dem Presse-Artikel problematisch: "Was für „normale“ Marktbedingungen entworfen wurde und unter diesen gut funktioniert (hat), stößt in der aktuellen Krisensituation an seine Grenzen und wird zu einem zunehmend dysfunktionalen Allokationsmechanismus." Dies aus dem Grund, dass der Allokationsmechanismus nicht dysfunktional wird, nur weil unbequem hohe Werte von dem Preisfindungsmechanismus gemeldet werden. --Gunnar (Diskussion) 06:21, 9. Aug. 2022 (CEST)

Kartell

Diese Art der 'Preisbildung' zeigt einige Gemeinsamkeiten mit einem Kartell. Auch dort bestimmt der teuerste Markteilnehmer den Preis, hier geschieht das ganz offen durch den insgesamt anfallenden Strombedarf. Alle die günstiger Strom erzeugen und anbieten können, können leicht ihren Preis erhöhen und so reich werden. Da der Bedarf insgesamt eher steigt als fällt gibt es auch kaum Konkurrenz unter den Stromerzeugern. Es fehlen dadurch Anreize neue Technologien zur Stromerzeugung zu nutzen und einzuführen. Am schönsten sieht man das daran, dass privaten Personen der Einstieg in dieses Feld erschwert wird (Abnahmepreise bei PV sind ein Witz, bei Leistungsbegrenzungen für Private ist man um keine abenteuerliche Ausrede verlegen). Interessanterweise findet man das Wort 'Kartell' in keinem der Artikel zum Strompreis oder Merit Order. 178.115.66.194 08:04, 6. Aug. 2022 (CEST)

Wenn du wissenschaftliche Quellen hast, die einen Zusammenhang zu Kartellen aufzeigen, darfst du das gerne einfügen. Ohne solche ist deine These aber lediglich eine Privattheorie und das Wort taucht zu Recht nicht auf. -- H005 (Diskussion) 16:53, 6. Aug. 2022 (CEST)

Es liegt einfach daran, dass es sich nicht um ein Kartell handelt. Bei Auktionen sowohl in der Day-Ahead-Aktion wie auch in der Intraday-Eröffnungsauktion gibt es einen Einheitspreis für ein einheitliches Gut, den Market Clearing Price. Dieser Preis räumt den maximalen Umfang an stehenden limitiertenden Verkaufs- und Kaufgeboten. Diese klassischen Auktionsformate gibt es auch beim Börsenhandel mit Wertpapieren, vgl. mit XETRA.

Durch das Auktionsformat mit einheitlichen Market-Clearing-Price ermöglicht die Börse auch, dass ein zentrale Gegenpartei als Handelspartner eingeführt wird. Das senkt das Risiko, dass z.B. ein Handelspartner z.B. wegen Bankrott ausfällt. Die Börse bzw. das Clearing-House ist somit der Kontrahent, mit der man einen Verkauf bzw. Kauf abschließt. Im Gegensatz zum äußerbörslichen OTC-Handel zwischen zwei dedizierten Partnern (einer kauft, einer verkauft) sind bei einer börslichen Handelsgeschäfte keine individuellen Preise sichtbar. Weiterhin gibt es auch noch den kontinuierlichen Handel, der im Vergleich zur DA- oder ID-Auktion aber von geringerer Liquidität ist. Hierzu wird ein Orderbuch geführt, in dem die offenen Verkaufs- und Kaufanträge incl. Limit gelistet werden. Der Abstand der beiden Gruppen wird als Geld-Brief-Spanne bezeichnet. Wenn nun ein neuer Auftrag reinkommt, dann kann man ihn entweder mit einem bestehenden Auftrag matchen, oder er wird zum Orderbuch ergänzt. Auch hier hat man sowas wie einen (einheitlichen) Börsenkurs, der zwar mit der Zeit schwankt, aber es gibt keinen "Rabatt" durch Produzenten mit günstigen variablen Kosten.

Als nächstes muss man sich klar werden, dass es "fair" ist, wenn Erzeugungsanlagen mit niedrigem variablen Kosten einen hohen Deckungsbetrag erzielen, wenn der Marktpreis hoch ist. Solche Produzenten haben hohe Fixkosten (CAPEX und laufenden Fixkosten) [1] und diese Fixkosten müssen verdient werden. Es liegt in der Natur der Marktwirtschaft, dass ein attraktives Preissignal dazu anreizt, die Kapazitäten von Anlagen auszubauen, die aktuell hohe Deckungsbeiträge erwirtschaften. Es liegt weiterhin in der Natur der Energiewirtschaft, dass die langen Nutzungszeiten von Kraftwerken und Netzen sowie die langen Zeiten von Investitionsentscheidung bis zur Inbetriebnahme, dass sich eine gewisse Totzeit zeigt, bis die Marktpreissignale Wirkung zeigen. Meine Schätzung ist die, dass momentan PV-Anlagen und Batteriespeicher am schnellsten installiert werden können und daher hier am ehesten die Marktkräfte walten. Windkraftanlagen sind fürs Winterhalbjahr wichtig und sind mit knapp 6 ct/kWh auch um ein vielfaches günstiger als aktuelle Marktpreise. [2][3][4] --Gunnar (Diskussion) 19:16, 6. Aug. 2022 (CEST)

Zur Entstehung?

Mich würde interessieren, wie dieser Marktmechanismus entstanden ist: Ich habe wenig Ahnung vom Strommarkt, und auch wenn es genaugenommen kein Kartell ist (wie im vorigen Kapitel erläutert), wirkt sich dieser Mechanismus wohl ähnlich aus wie die Rohölpreise auf die Preise an der Zapfsäule. Okay, ich mag da Äpfel mit Birnen vergleichen, aber es scheint mir so als hätten sich die Strombörsianer so eingespielt, dass möglichst viele Marktteilnehmer maximalen Profit absahnen.--Hlambert63 (Diskussion) 17:52, 29. Aug. 2022 (CEST)

Zuerst muss man zur Kenntnis nehmen, dass diese Methode der Preisfindung kein Abzockmechanismus ist, sondern ein Einheitspreis üblich ist, z.B. bei Wertpapiermärkten oder fungiblen Gütern die leicht vergleichbar sind. Er beschreibt vielmehr das althergebrachte Verhalten auf Märkten [5]. Es gibt einen Preis für Äpfel der Güteklasse A und Birnen der Güteklasse B. Es ist nicht so, dass der Markt versagt, sondern dass hohe Brennstoffpreise schlicht hohe Strompreise ergeben. Und es war schon immer, so dass Grundlastkraftwerke mit günstigen Betriebskosten einen höheren Deckungsbeitrag erwirtschaften, die sie auch brauchten, um die höheren Anschaffungskosten zu refinanzieren. Das einzige was eben nicht geht, ist dass plötzlich anziehende Preise ein Investitionssignal ergeben, das im kapitalintensiven Energiesektor in wenigen Wochen oder Monaten zu einer Inbetriebnahme und damit einer Rückkopplung (Preisentlastung) führt. Das ist aber kein Vorwurf an der Merit-Order, sondern liegt daran, dass die Bauzeiten eine Totzeit in ökonomischen Regelkreisen darstellen. --Gunnar (Diskussion) 23:54, 29. Aug. 2022 (CEST)

Mir geht es genauso wie Hlambert63, man sollte einen Abschnitt "Geschichte" voranstellen. Irgendwer muss das Preisfindungssystem doch eingeführt haben. Und mir kann keiner erzählen, dass das bei anderen Märkten genauso funktioniert: Es ist kein "althergebrachtes Verhalten" etwa am Wertpapiermarkt, dass der zuletzt hinzugekommene und teuerste Anbieter den Preis bestimmt. Wikipedia sollte die politisch Verantwortlichen benennen, auch wenn deren PR-Leute hier ganz schön aktiv sind. (nicht signierter Beitrag von 88.217.43.163 (Diskussion) 11:52, 30. Aug. 2022 (CEST))

Natürlich ist das Einheitspreisverfahren auf Märkten eine althergebrachte Methode: dazu wurden Märkte erfunden. Wenn ich einen große Apfelwiese hätte und im Mittelalter schon das ganze Dorf mit meinen Äpfeln versorgt habe, dann bin ich mit einem Karren voller Äpfel zum Markt in die nächste Stadt gefahren und konnte damals zur Erntezeit mit anderen Apfelbauern und vielen Nachfragern (z.B. die Apfelmusmanufaktoren und Äppelwoi-Keltereien, sowie Frischapfelkonsumenten) gemeinsam für den Markttag ergründen, wie denn der Apfelpreis ist (wenn das vergleichbare Äpfel in Qualität und Größe waren). Die Idee vom Einheitspreis betrifft ja nicht nur Börsen, sondern auch in davon lose gekoppelten Märkte, wie z.B. OTC-Geschäften. Warum sollte heute ein KKW-Betreiber, sofern er noch freie Kapazitäten zum Verkauf im Kalenderjahr 2023 hat, diese unter dem aktuellen Marktpreis von rund 500 €/MWh hergeben wollen? --Gunnar (Diskussion) 14:49, 17. Sep. 2022 (CEST)

Ein Absatz Geschichte gehört in den Artikel Stromhandel oder in Liberalisierung der Energiewirtschaft. Beides Artikel, die hier nicht wiederholt werden sollten. Hier geht es nur darum, welche Auswirkungen Grenzkosten verschiedener Kraftwerke auf den entstehenden Preis haben. Trotzdem ist der Artikel hoffnungslos veraltet. Im Augenblick sollte hier an passender Stelle stehen, dass die Strompreise an der Börse in Folge der Ukrainekrise aufs 10fache gestiegen sind, weil die Gaskraftwerke die Grenzkraftwerke sind und der Gaspreis an der Börse auf das 10fache gestiegen sind. Geschichte ist bei diesem Punkt kaum interessant, da es außer dem alten System mit langfristigen Lieferverträgen und festen Versorgungsgebieten kaum Alternativen dazu gibt: die Stromnachfrage ist für die großen Erzeuger mit hoher Genauigkeit prognostizierbar: Wenn man ihnen den Gleichgewichtspreis nicht gleich zahlt, wird es ihnen nicht schwer fallen, diesen Preis zu raten und ihren Strom nicht für einen geringeren Preis anzubieten.--Arianndi (Diskussion) 19:07, 31. Aug. 2022 (CEST)

Ich finde nicht, dass der Artikel hoffnungslos veraltet ist, eben weil der die Funktionsweise der Merit-Order erklärt und eben nicht auf tagesaktuelle Preisentwicklungen eingeht: das kann man gerne bei Wikinews besprechen. Und es ist falsch, dass die Energiepreisexplosion eine Folge der Ukraine-Krise ist - das hatte nur einen kleinen Anteil: "The most pronounced increase was in the price of natural gas. TTF increased by over 400% to average $16/mmBtu in 2021" BP Statistical Review of World Energy 2022, S. 5 Bis Juni gab es noch eine weitere Verdopplung - und erst im Juni gab es durch das Tit-for-Tat-Spiel im Wirtschaftskrieg der Sanktionen eine Einschränkung der Gaslieferung. Auch Kohle und Öl sind im Preis hochgegangen, unabhängig von dem was in der Ukraine tragischerweise passiert. ––Gunnar (Diskussion) 15:03, 17. Sep. 2022 (CEST)

An der Preisbildung ist nichts besonderes, die Kraftwerke verkaufen zu dem teuersten Preis, zu dem sie ihre Mengen noch absetzen können - ist an der Börse immer so. Das Problem ist die Nachfrageseite. Die Strom- und Gasversorger müssen oft kaufen, egal wie hoch der Preis ist, da ihre Kunden übers Jahr feste Preise haben und somit verbrauchen, egal wie sich der Börsenpreis entwickelt. Die Versorger müssen diese Mengen wohl oder übel beschaffen und können die Einkaufspreise nicht weitergeben. Deshalb sind auch die führenden Gasimporteure notleidend und müssen gerettet werden. Eine Lösung gibt es da nur, wenn die Endkundenpreise freigegeben werden. Dann reagieren die Verbraucher auf die gestiegenen Preise, die Nachfrage sinkt und die Marktpreise stabilisieren sich. Daran führt über kurz oder lang nichts vorbei, denn der Verbrauch muss runtergehen: Die Preise explodieren, weil zu wenig da ist. Das wird sich nur geben, wenn weniger verbraucht wird. Beim Gas geht es da hauptsächlich um Privatkunden, denn 30% des deutschen Gasverbrauchs geht in Heizungen privater Haushalte. Dies ist somit der größte Posten. Industrie und Stromerzeugung halten je 1/4 des deutschen Gasverbrauchs.--Arianndi (Diskussion) 19:29, 31. Aug. 2022 (CEST)

Die AG Energiebilanzen kommt für das Vor-Corona-Jahr 2019 [6] auf folgende Werte für den Endenergieverbrauch Erdgas:

- Haushalte: 2.425 PJ * 38,2 % = 926 PJ = 257,3 TWh (33,4 %)

- GHD: 1.315 PJ * 28,9 % = 380 PJ = 105,6 TWh (13,7 %)

- Industrie: 2512 PJ * 34,8 % = 874 PJ = 242,8 TWh (31,5 %)

Weiterhin verraten die Auswertetabellen:

- Stromerzeugung: 593 PJ = 164,7 TWh (21,4 %)

In Summe also 770 TWh, wovon knapp die Hälfte in die Raumwärmeversorgung bei Haushalten und ins Gewerbe geht und ca 30 % in die Industrie (Prozesswärme und Grundstoffchemikalie) sowie ca. 20 % in die Stromerzeugung. Das Problem ist in der Tat die Raumwärmeversorgung, weil der Carnot-Faktor bei der Wandlung von chemischer Energie in Niedertemperaturwärme kleiner als 20 % ist, d.h. 80 % des technischen Arbeitswertes im Erdgas gehen bei Nutzung einer Brennwerttherme selbst mit 100 % energetischem Wirkungsgrad verloren (vgl. exergetischer Wirkungsgrad). Beispiel 1-(273+0)/(273+50) = 15,5 %, mit 0 °C Außentemperatur, Vorlauf 70 °C + Rücklauf 30 °C, = Mitteltemperatur 50 °C. --Gunnar (Diskussion) 19:45, 17. Sep. 2022 (CEST)

Zitat:

Im Augenblick sollte hier an passender Stelle stehen, dass die Strompreise an der Börse in Folge der Ukrainekrise aufs 10fache gestiegen sind, weil die Gaskraftwerke die Grenzkraftwerke sind und der Gaspreis an der Börse auf das 10fache gestiegen sind.

Sowas stand ja schon mal drin, siehe das nächste Kapitel...--Hlambert63 (Diskussion) 19:23, 31. Aug. 2022 (CEST)

Habe mir das Gelöschte jetzt durchgelesen. Der Punkt ist zwar wichtig, aber so kann man das nicht schreiben. Das Grenzkraftwerk (derzeit Gaskraftwerk) ist preisbestimmend und bekommt nur seine Grenzkosten. Das Grenzkraft ist somit für die Versorgung notwendig, erzielt aber dennoch keine Vollkosten und ist somit defizitär. Alle Kraftwerke/Erzeuger, die in der Merit-Order davor liegen, erhalten mehr als ihre Grenzkosten. Das war schon immer so und ist auch notwendig, sonst würde kein Kraftwerk Vollkosten erzielen können. Diese Kraftwerke machen also (traditionell) nicht notwendigerweise Gewinn, sie erzielen nur eine Rohmarge mit der zunächst Fixkosten (Abschreibung, Revisionen ...) gedeckt werden müssen. Die Tatsache, dass Windenergie zu Grenzkosten Null an die Börse gestellt wird (und an der Börse vorbei über die EEG-Umlage finanziert wird) hat in diesem System jahrelang dazu geführt, dass für die Versorgung notwendige Kraftwerke keine Fixkostendeckung erzielen konnten. Daher wurden auch in den letzten 10 Jahren keine Kraftwerke mehr gebaut. Jetzt ist es so, dass diese Rohmarge für alle Erzeugungsanlagen, die nicht Öl oder Gas sind, gigantisch gestiegen ist. Insgesamt zeigt sich, dass der Bau von Kraftwerken ein Wettspiel über 20 Jahre ist, das in diesem Marktdesign (ohne Absicherung gegen niedrige Marktpreis durch Marktprämien wie sie an Erneuerbare gezahlt werden) kein vernünftiger Mensch mehr spielen will: Nicht klar, ob man Millionen einfährt oder ein neugebautes Kraftwerk in Kaltreserve schicken muss.--Arianndi (Diskussion) 19:51, 31. Aug. 2022 (CEST)

Ausserdem ist es falsch. Die Gaspreise sind nicht in Folge der Ukrainekrise um das 10 Fache gestiegen und somit ist auch der Strompreisanstieg auch nicht durch den Krieg in der Ukraine gestiegen. Die Gaspreise sind schon letztes Jahr explodiert und da gab es den Krieg noch nicht, auch wenn die Krise auf das Jahr 2014 bzw. das Jahr 2008 zurückführbar ist. Der Spotmarktpreis für Erdgas ist schon im letzten Jahr von ca 20 €/MWh auf ~100 €/MWh im Q4 angestiegen [7] und auch dieses Jahr gab es keine Lieferunterbrechung, sondern erst im Juni wurde das Tit-for-Tat-Spiel des Wirtschaftskriegs erwiedert. Das ist aber dann "nur" noch die Erhöhung der Gaspreise von 100 auf 200 €/MWh gewesen, um das der Erdgaspreis aktuell pendelt [8]. Weiterhin darf man als strompreistreibende Faktoren der Wegfall von 12 Kernkraftwerken in Frankreich anführen, wo in der Heizperiode ab November der Preis auf 1000 €/MWh steigt, und der Importbedarf schon im Sommer stieg. Zusätzlich war auch nicht hilfreich, dass in Südnorwegen eine Dürre vorherrschte, d.h. deren Speicherwasserkraftwerke waren recht leer und die Preise dort auch ungewöhnlich hoch. Das alles ist aber an sich off-topic und hat im Artikel zur Merit-Order so gut wie nichts zu suchen. --Gunnar (Diskussion) 20:08, 17. Sep. 2022 (CEST)

Warum wird hier fleißig was zur Ukrainekrise gelöscht?

Mag ja sein, dass die Aussagen darin sachlich mit dem Lemma nix zu tun haben. Aber wäre es dann nicht besser, die woanders einzuarbeiten und darauf zu verweisen?! Ich finde es schade für die Arbeit, die sich andere damit gemacht haben! --Hlambert63 (Diskussion) 17:40, 30. Aug. 2022 (CEST)

Genau, der Ukraine-Krieg hat sachlich mit dem Lemma nix zu tun. Der Autor, der seine Inhalte hier aussortiert findet, kann sie gerne woanders - das heisst an passender Stelle - einpflegen. Hier geht es um die Erklärung der Merit-Order und des Merit-Order-Effektes, völlig unabhängig, ob gerade Krieg in der Ukraine, im Jemen, im Irak, in Libyen oder Serbien herrscht. --Gunnar (Diskussion) 12:46, 13. Sep. 2022 (CEST)

Okay, die Änderung von Christian.Legeland ( https://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Merit-Order&diff=225704640&oldid=225700821 ) mutet etwas wutschnaubend an, aber auch in dem Fall wäre ich eher dafür, es zu verbessern und auszulagern anstatt einfach zu reverten.--Hlambert63 (Diskussion) 19:16, 30. Aug. 2022 (CEST)

Mir stößt es auch auf, dass die Ereignisse von 2022 in diesem Kontext fehlen. --Carolin 07:16, 3. Sep. 2022 (CEST)

Was fehlt denn Deiner Meinung nach bei dem Lemma "Merit Order"? Dass der Westen einen Wirtschaftskrieg angefangen haben und nun zumindestens die europäischen NATO-Partner darunter leiden, hat imho nichts mit dem Sachthema der Merit Order zu tun. Eine Schnittstelle ist da, wo es blutet und momentan sind die Schnitte recht groß - das gehört aber in einen zeitgeschichtlichen Artikel und nicht in einen zur Funktionsweise des Strommarktes. --Gunnar (Diskussion) 12:53, 13. Sep. 2022 (CEST)

Natürlich haben die aktuellen Ereignisse rund um die Gaspreisentwicklung ausgelöst durch den Ukrainekrieg Relvanz für den Artikel. Es ist die aktuelle Entwicklung abzubilden, die aufzeigt, dass das Merit-Order-Prinzip keine Umsetzungsmöglichkeit mehr ist für einen Strommarkt, bei dem die unterschiedlichen Ausgangsstoffe der Stromerzeugung eine Pauschalisierung des Preis orientiert am Höchstpreis unsinnig machen. Welche weiteren Frgestellungen sich daraus ergeben und was darüberhinaus dann zusätzlich noch im Artikel wichtig ist, zeigt sich im weiteren Verlauf. Das großflächige Löschen ist Vandalismus und sollte zeitnah auch als solcher behandelt werden. --Jens Best 💬 18:41, 4. Sep. 2022 (CEST)

Zum einen ist das Einheitspreisverfahren nicht unsinning, sondern auf Märkten mit vergleichbaren Gütern (Commodities) üblich. Die Preisfindung über die Merit-Order ist nicht obsolet, sondern jeder regt sich momentan über das Ergebnis aus - dummerweise sind die Investitionssignale erst in einigen Monaten bis Jahren spürbar und die Preisänderungsdynamik beim Erdgas (auch bei der Kohle und beim Erdöl) ist deutlich größer. Diese Totzeit von Investitionsentscheidung bis zur Inbetriebnahme ist in der Energiewirtschaft aber bekannt.

Zum zweiten ist die Gaspreisexplosion schon im letzten Jahr losgegangen. BP schreibt von einer Steigerung von 400 % im Jahr 2021 und weiteren 100 % bis zum Juni 2022. Das sieht man auch sehr schön in der Gaspreisanalyse des BDEW. Das hat also nicht wirklich etwas mit dem Ukraine-Krieg zu tun; vor allem fällt auf, dass die Gasexporte von Russland durch die Ukraine in die Transgas-Pipeline am 24. Februar rauf gegangen sind. Die Drosselung von Nord Stream 1 hat Mitte Juni begonnen, das sieht eher aus, als sei das eine Reaktion auf die Sanktionen im Rahmen des Wirtschaftskriegs: Tit-for-Tat (= wie du mir, so ich dir) nennt das der Spieltheoretiker. --Gunnar (Diskussion) 12:42, 13. Sep. 2022 (CEST)

Einleitungssatz

Die Einleitung sollte etwas angepasst werden. Merit Order ist im wesentlichen ein wissenschaftliches Modell zur Beschreibung der Funktionsweise des Stromhandels. Insbesondere an den Strombörsen werden aber nur Mengen und Preise für bestimmte Versorgungsregionen gehandelt. Da wird nicht angegeben wie der Strom erzeugt wurde und welche Kosten dahinter stehen. Der Markt funktioniert nach den Angebots- und Nachfragekurven. Merit Order beschreibt dann wie sich die Preisfindung und der resultierende Strommix erklärt, es ist keine Regel oder gar Verpflichtung wie das derzeit in viel sozialen Medien behauptet wird.

(Merit Order gilt übrigens auch für die Nachfrageseite nur halt Spiegelverkehrt. Der Strom wird denen zugeteilt die bereit sind einen Preis oberhalb des Gleichgewichtspreises zu bezahlen.)  Frohes Schaffen — ⵓ ⌨ [​ɪ​​u:] 11:11, 4. Sep. 2022 (CEST)

@FfD: Vorschlag für den Einleitungssatz:

 »Als Merit-Order (englisch für Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit) bezeichnet eine hypothetische Reihung von Energieträgern, im Speziellen für die Erzeugung elektrischen Stroms, anhand der unterstellten Grenzkosten.»

• Es ist eine Hypothese zur Beschreibung des Strommarktes, denn die (kurzfristigen) Grenzkosten sind nicht bekannt und werden von den Kraftwerksbetreibern auch nicht bekannt gegeben. Dennoch eignet sich die Hypthese zur Beschreibung des Strommarktes. Das tatsächliche Preisfindungsverfahren ist da Einheitspreisverfahren, wie später angeführt.
• Merit Order ist nicht auf den Strommarkt beschränkt, allerdings erklärt des den Strommarkt recht gut. Das zugrundelegende Prinzip erklärt schon den Salzhandel der Steinzeit oder den Schweinepreis der Neuzeit. Die Preise richten sich nach dem Händler oder den Bauern der die Nachfrage gerade noch abdecken konnte oder kann.

Der Satz »Beginnend mit den niedrigsten Grenzkosten werden solange Kraftwerke mit höheren Grenzkosten zugeschaltet, bis die Nachfrage gedeckt ist.« widerspricht sich im Detail mit dem Einheitspreisverfahren denn es unterstellt perfekte Kostentransparenz, die in der Realität nicht gegeben ist. Es ist auch möglich, dass Kraftwerke mal mit negativen Deckungsbeitrag betrieben werden, um etwa ein Netz zu stabilisieren oder schlicht weil die handelnden Personen nicht perfekt arbeiten. Es ist bloß eine gute Strategie für Kraftwerksbetreiber, Angebote anhand der kurzfristigen Grenzkosten anzugeben und entsprechend die Kraftwerke in Betrieb zu nehmen, sobald ein positiver Deckungsbeitrag erreicht wird. Eine eventuell besser Formulierung wäre:

 »Die Kraftwerke werden anhand der unterstellten Grenzkosten aufsteigend gereiht bis die nachgefragte Strommenge gedeckt ist.« 

siehe auch die Formulierungen der englischen Wikipedia.  Frohes Schaffen — ⵓ ⌨ [​ɪ​​u:] 20:16, 4. Sep. 2022 (CEST)

Na, ich habe gerade versucht, es richtiger zu formulieren, das haben die Chef-Ideologen hier wieder zurückgesetzt. Eine Einsatzreihenfolge von Kraftwerken gibt es nicht. Wer sollte die bestimmen. Jeder Kraftwerksbetreiber bestimmt selbst, wie er sein Kraftwerk einsetzt. Das Schlagwort Meritorder unterstellt, dass die Kraftwerksbetreiber zu Grenzkosten bieten, da sie bei jedem Preis über Grenzkosten einen positiven Deckungsbeitrag erzielen. Das ist theoretisch und praktisch richtig. Die Kraftwerksbetreiber agieren am Markt so und die Einsatzoptimierungssysteme mit denen sie den Einsatz ihrer Kraftwerke optimieren, werden so aufgesetzt. Dann reiht die Angebotskurve die Grenzkosten der Größe nach und das teuerste Kraftwerk, das noch gebraucht wird (die Nachfrage wird hier fest angenommen), bestimmt den Preis. - Und ja, Kraftwerke sind Preisnehmer. Und vollständige Konkurrenz heißt, dass der letzte nur Grenzkosten erzielt, das ist mehr oder weniger die Definition. Dass die Kraftwerksbetreiber gerne Vollkosten erzielen würden, wie Herr FfD anmerkt, tut hier nichts zur Sache. Jeder möchte und jeder muss auf die Dauer, aber jedes Unternehmen verkauft notfalls, sobald der Preis über den variablen Kosten liegt, denn Fixkosten sind ehda-Kosten. Man hat sie, ob man produziert oder nicht, da nimmt man lieber einen Deckungsbeitrag. Die konventionellen Kraftwerke haben bekanntlich jahrelang keine Vollkosten erzielt, deshalb wurden ja auch jahrelang keine gebaut. Das heißt nicht, dass sie nicht Strom produziert hätten - und wenn das Kraftwerk abgeschrieben ist, ist das auch egal.

Warum hier über die aktuellen Entwicklungen und die Kopplung Gasmarkt - Strommarkt nichts stehen darf, wo gerade hier das Schlagwort Merit Order in aller Munde ist, ist mir schleierhaft. Wen interessieren schon die Effekte aus der Windeinspeisung von 2006. --Arianndi (Diskussion) 21:42, 4. Sep. 2022 (CEST)

Ja, und wieder sind Sie leider ein Opfer der Chefideologen geworden. Dann sollen die doch aber wenigstens einen Hinweis "Siehe auch" oder so einarbeiten und nicht ständig die Arbeit anderer zunichtemachen! --Hlambert63 (Diskussion) 12:20, 5. Sep. 2022 (CEST)

Als einer der Chef-Ideologen möchte ich betonen, dass ich persönlich darauf achte, dass hier nicht halbgare Aussagen aus der Tagespresse wiedergegeben werden, sondern wirtschaftliches solides Grundlagenwissen. --Gunnar (Diskussion) 20:09, 18. Sep. 2022 (CEST)

Ich halte den Begriff "Chef-Ideologen" nicht für geeignet, um eine sachliche Diskussion zu führen. Ideologen sind immer die, die nicht die eigene Meinung vertreten ...

Den Revert von FfD halte ich allerdings auch für schlechten Stil. Das war eine umfangreiche Überarbeitung, die verschiedene Punkte umfasste. Wenn einem das nicht passt, sollte man nachjustieren oder die Punkte zur Diskussion stellen, statt die in guter Absicht geleistete Arbeit mit lapidarem Kommentar und einem Knopfdruck wegzuwischen.

Der Artikel sollte angesichts der hohen Aufmerksamkeit, den das Thema zzt. genießt, unbedingt überarbeitet werden.

Grundsätzlich stimme ich zu, dass die Einleitung nicht optimal ist. Viel wichtiger aber ist: Es fehlt dem Artikel an Struktur und Ausgewogenheit. Es werden zu viele Aussagen, viele davon zu längst zurückliegenden Einzelbeobachtungen gemacht, die für das Grundprinzip völlig unerheblich sind. Diese stehen zu lassen, aber die viel aktuelleren, derzeit sicherlich sehr viele Leser interessierenden Auswirkungen der Ukraine-Krise als "Newsticker-TF" rauszulöschen, ist inkonsequent. Das hat nichts mit Newsticker zu tun, denn es ist bereits jetzt absehbar, dass die historisch einmaligen aktuellen Ereignisse die Sicht auf das Modell "Merit Order" noch sehr lange prägen werden. Das zu ignorieren, ist peinlich für Wikipedia. -- H005 (Diskussion) 18:23, 5. Sep. 2022 (CEST)

Ich selbst wurde vor Monaten durch rechte Troll-Foren auf das Thema aufmerksam. Als dort bemerkt wurde, dass man mit dem Satz "das teuerste Kraftwerk bestimmt den Preise" weit über die Reichweite der des rechten Spektrums hinaus Zustimmung einsammeln konnte, wurde das immer stärker gepusht. Dass dieser Slogan im Faktencheck nicht stand hält, braucht nicht zu überraschen. Dass mit steigenden Marktpreis die Zahl der Kraftwerke zunimmt, die einen positiven Deckungsbeitrag erwirtschaften ist ja eine triviale Erkenntnis aus dem 1. Semester Volkwirtschaft, und dass in der aufsteigenden Auflistung der Kraftwerke nach (vermuteten) Grenzkosten eines das teuerste ist, ebenso. Genauso trivial die Erkenntnis, dass das Kraftwerk das keinen Zuschlag erhält, offensichtlich ein zu hohes Gebot abgegeben hat. Merit Order stellt eine Vermutung zur wahrscheinliche Einsatzreichenfolge dieser Kraftwerke her, die wie gute Hypothesen logisch gut begründet, aber mangels bekannter Grenzkosten nicht endgültig beweisbar ist.  Frohes Schaffen — ⵓ ⌨ [​ɪ​​u:] 19:51, 5. Sep. 2022 (CEST)

Selbstverständlich sind Modelle immer grobe Vereinfachungen und insoweit unrealistisch. Am Markt entscheiden nur Angebot und Nachfrage, alles andere hat allenfalls indirekten Einfluss. Das rechtfertigt aber nicht themenfremde Abweichungen z. B. zum Gasverbrauch in Deutschland und erst recht nicht solche Theoriefindungen wie die, dass Unternehmer zu Grenzkosten anbieten. Das ist bloß die Modellannahme wegen unterstellter vollständiger Konkurrenz, als allgemeine Aussage ist solch eine Behauptung Unfug. Dass der Arikel unausgewogen ist, ist natürlich richtig, aber Folge der einseitigen Quellenlage bisher. Der Effekt wurde als Argument für "EE" eingesetzt, die teuren Kraftwerke aus dem Markt drängten. Zumindest momentan drängen sie sehr teure Kraftwerke offenbar nicht vom Markt und auch die Abschaltung von Kohle- und Kernkraftwerken beeinflusst natürlich den Strompreis, aber bisher wurde das Ganze halt aus dem Blickwinkel betrachtet.--FfD (Diskussion) 20:14, 5. Sep. 2022 (CEST)

Merit Order geht von der Annahme aus das Anbiete zu Grenzkosten anbieten, so ist das Modell ja beschrieben. Natürlich sind die Grenzkosten Schätzungen, denn kaum ein Kraftwerksbetreiber wird seine Bücher öffnen und die tatsächliche Kostenrechnung bekannt geben. Die Annahme von Merit Order besagt nur, das die kurzfristigen Grenzkosten dem Kraftwerk entsprechen dass gerade noch unterhalb des ermittelten Marktpreises angeboten hat, und dass das darüberliegende Kraftwerkt das höhere Grenzkosten haben müsse, denn es wäre die ideale Strategie der Kraftwerksbetreiber genau an diesen Grenzkosten zu bieten. Natürlich wissen wir auch, dass die Realtität vom optimalen ökonomischen Modell abweicht, und den im tatsächliche Preisfindungsverfahren dem Einheitspreisverfahren bzw Market Clearing Price wird nicht immer mit so spitzen Bleistift gerechnet. Oft ist es dann noch so, dass das Management den Tradern gar keinen Einblick in die tatsächliche Kostenrechnung gewähren.  Frohes Schaffen — ⵓ ⌨ [​ɪ​​u:] 20:39, 5. Sep. 2022 (CEST)

@FfD:Durch deinen Revert wird der Artikel jedenfalls nicht besser. Die ganze ausführliche Diskussion der Erneuerbaren Einspeisung ist nach deinem eigenen Maßstab ebenso eine themenfremde Abweichung, die stark auf Deutschland fokussiert ist, nur einen Aspekt behandelt und sich im Wesentlichen auf eine Studie des Fraunhofer-Instituts zurückführen lässt, die wie du selbst schreibst, zur Verteidigung der EE initiiert wurde.

Der Grund, warum die Merit-Order immer wieder diskutiert wird, ist einen Zusammenhang zwischen Grenzkosten, die sich im preisbestimmenden Bereich auf Brennstoffpreise zurückführen lassen und Strompreisen herzustellen. Dass Kraftwerksbetreiber zu Grenzkosten anbieten, ist natürlich eine grobe Vereinfachung. Tatsächlich optimieren sie ihren Deckungsbeitrag. Sie fahren so, dass sie unter Einhaltung alle Restriktionen (wie An- und Abfahrrampen, Fernwärmeversorgungspflichten, Netzspitzenvermeidung, Einhaltung Revisionszeiten usw.) maximalen Deckungsbeitrag erzielen. Der Deckungsbeitrag ist dabei Strompreis - variable Kosten. Bei Vernachlässigung von Restriktionen und Preisunsicherheiten (die mit Optionsmodellen behandelt werden müssen) bedeutet das, dass das Kraftwerk anbietet, sobald der Preis über Grenzkosten liegt. Sie dazu z.B. Zenke/Schäfer (Hrsg) Energiehandel in Europa §17 Hartung/Schlenker: Vermarktung von Kraftwerken aus Handelssicht. Eine Beschreibung des Modells und seiner Grundannahmen und Grenzen findet sich auch hier:

https://www.next-kraftwerke.de/wissen/merit-order

Wenn du grundsätzlich in Frage stellen willst, dass Kraftwerksbetreiber zu Grenzkosten anbieten, stellt das den gesamten Artikel in Frage. Auch die ganze bisherige Argumentation des Artikels basiert darauf.--Arianndi (Diskussion) 21:18, 5. Sep. 2022 (CEST)

Arianndi: ja eben, weil der Artikel diese Diskussion (über Grenzkosten in einem Kartellmarkt) nicht ermöglicht, balanciert er angestrengt auf tönernen Füßen und ist kein enzyklopädischer Artikel! Er gehört nicht in Wikipedia, sondern in irgendein Debatten-Magazin über Wirtschaftsideologien. Ich jedenfalls bin bis zum Schluss nicht schlau draus geworden. - Der Satz, den 'Frohes Schaffen' gern tabuisieren würde, steht auch in der hochseriösen Presse: "Das teuerste Kraftwerk bestimmt den Preis." Was an diesem Satz soll falsch sein und was daran ist richtig? Stünde er im Einleitungskapitel, so würde dieser Satz als Einstieg das Verständnis geradezu vervielfachen!

Allein schon diese gestelzte, verschiemelte Wortfindung "Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit" zeigt bereits die Verwirrung der Geister, die hier am Werk sind: Sind sie selber wirr oder wollen sie verwirren - in der bevorstehenden Rezession? --Gegenleser123 (Diskussion) 04:39, 11. Sep. 2022 (CEST)

Die "Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit" ist die Übersetzung des Begriffs Merit-Order, das gehört zur Etymologie eines jeden Begriffs ganz nach oben, weil es dem ohne Fremdsprachenkenntnisse hilft sich hinter den Buchstaben etwas vorzustellen. --Gunnar (Diskussion) 20:23, 18. Sep. 2022 (CEST)

Dass Händler keinen Einblick in Grenzkosten haben, möchte ich im Übrigen abstreiten. Der Einsatz von Kraftwerken erfolgt mit dafür vorgesehender Software, in der alle Restriktionen und Nebenbedingungen wie An- und Abfahrrampen, Fernwärmeversorgung usw. und alle variablen Kosten genau abgebildet werden, inklusive pauschaler An- und Abfahrkosten, Verschleiß usw. aber ohne Fixkosten wie die Amortisation der Investition, weil diese für den Einsatz ohne Bedeutung ist (EDA-Kosten).--Arianndi (Diskussion) 21:22, 5. Sep. 2022 (CEST)

Fixkosten spielen nur eine untergeordnete Rolle, das ist klar. So wie ich die Lage sehe, wissen die Händler nicht automatisch über die tatsächlichen Einkaufspreise zB von Gas oder Kohle oder andere variable Kosten bescheid. Das spielt aber für Merit Order keine Rolle, denn der Ansatz ist ein betrachtender. Es wird einfach davon ausgegangen, dass die Gebote den Grenzkosten entsprechen um abschätzen zu können welcher Kraftwerkstyp bei steigenden oder fallenden Preisen als nächstes zu bzw abschaltet.

Dass mit Merit Order nicht der gesamte Strommarkt erklärt werden kann, zeigt die Ökonomie von Pumpsspeichern (oder Großbatterien, sobald die relevant werden). Diese agieren sehr viel mehr wie ein Finanzunternehmen an Finanzbörsen in dem sie die Preisentwicklung abschätzen und versuchen möglichst billig einzukaufen später wieder teuer zu verkaufen. Der Handelsgewinn ergibt sich dem Gewinn pro Zyklus mal der Anzahl der erreichten Zyklen. Pumpspeicher beeinflussen die Angebots- und Nachfrageseite im Einheitspreisverfahren und damit die tatsächliche Preisentwicklung, können aber bei der Betrachtung der Einsatzreihenfolge nach Merit Order ignoriert werden, da man dort bestimmen will welche konventionellen Kraftwerke bei gegebenen Marktpreis zu oder abschalten. Dennoch eine Erwähnung der Speicher könnte im Artikel ergänzt werden.  Frohes Schaffen — ⵓ ⌨ [​ɪ​​u:] 20:08, 6. Sep. 2022 (CEST)

Fixkosten spielen eine Rolle, wenn sie ausgabenwirksam werden, z.B. die Fixkosten für einen Anfahrvorgang in dem man bei einem Kraftwerk X Stunden Brennstoff zu Anheizen reinsteckt, ohne dass Strom hinten rauskommt. Beim modernen, optimierten Gaskraftwerk sind das X=0,5 bis 1, und bei Kohlekraftwerken sind das je nachdem wie lange sie ausgekühlt sind (über die Nacht, übers Wochenende, über viele Tage) zum teil Recht viele Stunden. Reine Gasturbinen sind recht schnell da (5-15 min) d.h. die Kosten sind geringer, aber Gasturbinen sind wartungsintensiver. Die Motor-Kraftwerke wie man sie z.B. in Kiel gebaut hat, haben geringere Wartungskosten für einen Start als ein GT, wo nach X-Zyklen ein Austausch der heissgasführenden Bauteile ansteht (Großrevision).

Dass Speicher anders bewertet werden, als Kraftwerke mit einem (quasi unendlich verfügbarem) Brennstoff [bezogen auf die Lebensdauer der Anlage] ist klar. Das eine funktioniert primär über variable Kosten, das andere über Opportunitäten, die man mit Optionspreismodellen abbilden kann. Dennoch gibt es bei beiden für den Folgetage die Frage nach den Kosten, egal ob das Opportunitätskosten oder variable Betriebskosten sind, nach der die Merit-Order aufgebaut wird. --Gunnar (Diskussion) 20:33, 18. Sep. 2022 (CEST)

Du beschwerst dich über die Einseitigkeit und Deutschlandlastigkeit, willst aber selbst ein Tortendiagramm mit dem Gasverbrauch in Deutschland einbauen, das nicht nur per se deutschlandlastig ist, sondern auch weit weg vom Lemma.

Den Strompreisanstieg mit dem Gaspreis zu erklären, ist überdies selbst einseitig. Es ist keinesfalls so, dass der Strompreisanstieg erst mit dem Ukraine-Krieg begonnen hätte, der Börsenpreis hatte schon 2021 deutlich steigende Tendenz, alleinige Ursache ist er schon deswegen nicht. Die Politik will u.a. Kohle- und Kernkraftwerke aus dem Markt drängen, Autos mit Verbrennungsmotor durch Elektroautos ersetzen und und Öl- und Gasheizungen durch (strombetriebene) Wärmepumpen ersetzten. All dies erhöht die Nachfrage oder senkt das Angebot an Strom und treibt den Strompreis nach oben. Könnte man alles anhand des Merit-Order-Modells erklären, wurde aber halt nicht gemacht, man kann es auch einfacher und garantiert richtig mit Angebot und Nachfrage erklären. Das Konzept wurde als Argument pro Energiewende in Deutschland eingesetzt. Der Rest der Welt macht die zumindest in der deutschen Form nicht nach und braucht daher auch das Konzept offenbar nicht.

Es ist sehr bezeichnend, dass es nur in fünf anderen Sprachen einen Wikipedia-Artikel zu Merit-Order gibt: Englisch, Spanisch, Arabisch, Schwedisch, Bayerisch (wenn man Letzteres als eigene Sprache zählen will). Selbst der englisch- und der spanischsprachige Artikel rekurieren stark auf die Situation Energiewende in Deutschland. Offensichtlich interessiert das Konzept außerhalb Deutschlands kaum, da wäre es geradezu TF, einen anderen Eindruck zu erwecken. Eigene Argumentation im Artikel ist sowieso TF.

Zum Thema Grenzkosten: Die Modellannahme ist vollständige Konkurrenz und daher Angebot zu Grenzkosten. Aber die Aussage „Somit kann vereinfacht angenommen werden, dass die Kraftwerksbetreiber den von ihnen erzeugten Strom zu ihren jeweiligen Grenzkosten an den Markt stellen“ ist in dieser allgemeinen Form natürlich Quatsch. Das ist eben die Modellannahme, die man nicht mit der Realität vermengen darf. Wie auch immer definierte „Übergewinne“, um mal ein aktuelles Schlagwort aufzugreifen, sind ja ein klares Zeichen, dass deutlich mehr als die Grenzkosten real erzielbar ist. Ein Unternehmen, das immer nur Grenzkosten reinholt, geht pleite, zumindest da sind wir uns wohl einig.--FfD (Diskussion) 20:11, 6. Sep. 2022 (CEST)

Dass ein Gebot zu Grenzkosten eingestellt wird (und eine solche Angebotsstellung rational ist), heißt nicht, dass die Unternehmen Grenzkosten erzielen. Sie erzielen den markträumenden Preis (den wo sich Angebot und Nachfrage schneiden). Für alle, bis auf das teuerste Kraftwerk, das gerade noch zum Zuge kommt, ist das mehr - zuweilen auch weit mehr - als die Grenzkosten, zu denen sie jeweils geboten haben. Bezüglich Deutschland-Fokussierung usw. ist mein Argument nur, dass du nicht meine Ergänzung, sondern den Artikel insgesamt in Frage stellst. Was du ja gerade wieder getan hast. Im Übrigen weiß ich sehr genau, wie die Gebote von Kraftwerken zustande kommen, ich war dafür jahrelang zuständig. Fixkosten sind für den Einsatz eines Kraftwerks irrelevant. Trotzdem ist die Einsatzoptimierung eine komplizierte Sache. Aber die Vorstellung, dass die Angebotskurve auf dem Strommarkt grob betrachtet Grenzkosten reiht, ist jedenfalls im Prinzip richtig. --Arianndi (Diskussion) 20:34, 6. Sep. 2022 (CEST)

@FfD:: Zu: Den Strompreisanstieg mit dem Gaspreis zu erklären, ist überdies selbst einseitig. Es ist keinesfalls so, dass der Strompreisanstieg erst mit dem Ukraine-Krieg begonnen hätte, der Börsenpreis hatte schon 2021 deutlich steigende Tendenz, alleinige Ursache ist er schon deswegen nicht. Schon vergessen? Russland hat bereits 2021 damit begonnen, die Lieferungen zu drosseln. Der Gaspreis ist dementsprechend auch bereits 2021 erheblich gestiegen. Der Strompreis folgte ziemlich eindeutig der Gaspreisentwicklung. Ob er die "alleinige Ursache" ist, werden wir hier nicht klären können, aber er ist ziemlich sicher die mit Abstand wichtigste. -- H005 (Diskussion) 10:51, 7. Sep. 2022 (CEST)

Russland hat vor und sogar noch eine Weile nach Kriegsbeginn vertragsgemäß geliefert. Der Export nach Deutschland ist erst ab Juni 2022 eingebrochen. Außerdem belegt Korrelation keine Kausalität. Auch der Kohlepreis ist z. B. stark gestiegen. Aber zur Ursachenforschung ist Wikpedia natürlich nicht da.--FfD (Diskussion) 22:54, 8. Sep. 2022 (CEST)

"Russland hat bereits 2021 damit begonnen, die Lieferungen zu drosseln." Üblicherweise ist es so, dass zu einem Lieferverhältnis immer zwei gehören. Der eine bestellt, der andere liefert - wenn er kann und der Preis passt. Als 2021 die Preise für Gas in die Höhe geschossen sind [9], haben wohl viele Kurzfristbesteller gesagt: och, das ist mir zu teuer, ich komme mit dem klar, was ich mir langfristig zu niedrigen Preise gesichert habe. Und der LNG-Markt ist traditionell eher einen Ticken noch teuerer, also: woher nehmen, wenn nicht stehlen? Wer es genau wissen will, schaut sich die BAFA-Grenzübergangspreise an. [10]. Interessant ist in dem Zusammenhang auch ein Schaulaufen im Kreml "Meeting on development of the energy industry" [11] vom Oktober 2021, bei dem betont ist, dass man das langfriste Gasgeschäft nicht nur mit kurzfristen Spotmarktverträgen machen kann, sondern dass auf beiden Seiten Planungssicherheit vorhanden sein muss. Dies passt auch zur Beobachtung in der Öl+Gas-Branche: "Die Investitionen in den E&P-Sektor waren 2020 infolge der im Vergleich zum Vorjahr deutlich niedrigeren Erdöl- und Erdgaspreise mit 382 Mrd. USD um 27 % niedriger." [12] S. 39 --Gunnar (Diskussion) 20:47, 18. Sep. 2022 (CEST)

Es sind ja nicht nur die variablen Kosten (Brennstoff, CO2-Abgaben, Wartung, etc.) sondern auch die Fixkosten eines Anfahrvorgangs, die in die Überlegung einfließen, ob ein Kraftwerksblock für X Stunden zum Preis Y hochfahren soll oder eben nicht. Das Merit-Order-Modell ist ein Modell für den Elektrizitätsmarkt: "Alle Modelle sind falsch, aber einige sind nützlich." (George Box) --Gunnar (Diskussion) 20:13, 18. Sep. 2022 (CEST)

"Reihung von Energieträgern" nein, es ist nicht nur eine Reihung von Energieträgern, sondern eine Reihung von verschiedenen, individuellen Erzeugungsanlagen (für Strom = "Kraftwerke"). Je nach Wirkungsgrad gibt es eine Differenzierung und es gibt auch eine Differenzierung nach sonstigen variablen Kosten (z.B. Wartung). --Gunnar (Diskussion) 12:58, 13. Sep. 2022 (CEST)

Als Fazit der endlosen Diskussion wäre ich dafür:

• Vor der Erklärung des Merit-Order-Effekts Erneuerbarer Energien ein Kapitel einzufügen, dass ordentlich erklärt, warum es für Kraftwerke rational ist, Gebote zu Grenzkosten zu stellen.
• in dem Endloskapitel Auswirkungen alles vor 2010 zu streichen und das Kapitel auf die Hälfte zu kürzen
• ein Kapitel über die Auswirkung des Ukraine-Kriegs und dem Anstieg der Gaspreise einzufügen

Für @FfD:: Ein Gebot zu Grenzkosten bedeutet, dass das Kraftwerk bereit ist zu produzieren und Strom zu liefern, falls sich ein Verkaufspreis über seinen Grenzkosten ergibt. Ansonsten kommt kein Verkauf zu stande und das Kraftwerk steht. Damit ist keine Aussage verbunden, welchen Preis das Kraftwerk erzielt, dazu muss auch die Nachfrage und die Konkurrenz betrachtet werden. --Arianndi (Diskussion) 19:33, 7. Sep. 2022 (CEST)

Zu Punkt 1 ein klares Nein, da erstens TF und zweitens hanebüchener betriebswirtschaftlicher Unfug. Die variablen Kosten werden auch „kurzfristige Preisuntergrenze“ genannt, was schon andeutet, dass ein Unternehmen nur kurzfristig damit auskommen kann. Das Merit-Order-Modell macht keine Aussage darüber, was für Anbieter sinnvoll ist. Es unterstellt einfach vollständige Konkurrenz. Über den 2. Punkt kann man reden. Zu Punkt 3: Die Gaspreisentwicklung an sich ist lemmafremd und absolut nichts für den Artikel. Der Strompreis begann auch nicht erst mit dem Ukraine-Krieg deutlich zu steigen. Erklärungsansätze, die eine aktuelle Preisentwicklung über das Merit-Order-Modell erklären, können natürlich reputabel belegt in den Artikel.--FfD (Diskussion) 22:54, 8. Sep. 2022 (CEST)

Hat ja keiner behauptet, dass der Anbieter damit auskommen kann, schon gar nicht langfristig. Der Merit-Order-Effekt hat bei den Betreibern konventioneller Kraftwerke zu Verlusten geführt. Das steht zum Beispiel auch in den diesbezüglichen Gutachten der Monopolkommission. Es ist auch eine anerkannte Tatsache, dass der Merit-Order-Effekt nur kurzfristig da ist. Langfristig bereinigt sich der Markt. Vollständige Konkurrenz wird unterstellt, da hast du recht. Kraftwerke sind in dem Modell Preisnehmer. Sie produzieren, solange sie zu dem sich ergebenden Preis einen Deckungsbeitrag erwirtschaften. Das ist besser als nicht zu produzieren, denn Fixkosten wie die Tilgung der Investition fallen genauso an, wenn das Kraftwerk steht. Somit spielt sie für die Produktionsentscheidung keine Rolle. --Arianndi (Diskussion) 10:32, 9. Sep. 2022 (CEST)

Die Quantifizierung des Merit-Order-Effekts war vor 10 Jahren groß in Mode, deswegen habe ich oben nachgefragt, ob jemand aktuellere Auswertungen kennt, die nun mit den höheren CO2- und Brennstoffpreisen gerechnet haben, wie wir sie seit Herbst 2021 sehen. Ich bin dagegen, das Alte auf Unkenntlichkeit zusammenzustreichen, wenn man noch nichts Neues hat. --Gunnar (Diskussion) 20:17, 18. Sep. 2022 (CEST)

Die Merit-Order beschäftigt sich nicht mit dem Markt (Kauf + Verkauf) sondern ersteinmal nur mit einem Teil, wie der Bedarf durch verschiedene Erzeugungsanlagen gedeckt werden kann, unabhängig davon ob man sich schon Jahre vorher im Terminmarkt eingedeckt hat, oder ob man den Spotmarkt bemüht. Natürlich gibt es sowas Ähnliches auch auf der Verbraucherseite, hier wird nach Grenznutzen und nicht nach Grenzkosten sortiert. Ich weiss aber nicht, ob sich hierfür schon der Name Merit-Order bereits etabliert hat. --Gunnar (Diskussion) 13:01, 13. Sep. 2022 (CEST)

Ich zitiere hier mal die Monopolkommission Sondergutachten 59 (Wettbewerbsentwicklung mit Licht und Schatten):

Die Preisfindung orientiert sich im Stromgroßhandelsmarkt an den Grenzkosten der Erzeugungsanlagen, wodurch die Erwirtschaftung der Fixkosten nicht per se garantiert ist. Vor diesem Hintergrund bestehen möglicherweise nicht genug Anreize, in adäquatem Umfang in Erzeugungskapazitäten zu investieren. Lösungen dieses Problems können beispielsweise durch Kapazitätsbörsen erreicht werden, indem die Mengen notwendiger Erzeugungskapazitäten lange im Voraus geplant und auf den Terminmärkten verauktioniert werden. Die Monopolkommission erwägt, das Konzept des Kapazitätsmarktes im nächsten Energiesondergutachten intensiver zu beleuchten und äußert sichdaher im Rahmen dieses Gutachten zunächst vorsichtig. Kritisch sieht sie aufgrund der Komplexität des Marktes eine zentrale Planung notwendiger Kapazitäten (Anmaßung von Wissen). Sicherlich kann aber festgehalten werden, dass sich die Bedingungen für Investitionsentscheidungen in Deutschland verschlechtert haben. Des Weiteren erfordert die Einspeisung volatiler Energiequellen Investoren, die für diese Angebotslücken Kraftwerke bauen, die nur wenige Stunden im Jahr in Betrieb sind, aber zur Systemstabilisierung dringend gebraucht werden. Auch vor dem Hintergrund des Atomausstiegs ist insoweit eine Evaluierung der neuen Gesamt- und insbesondere der Kapazitätsmarktsituation vonnöten. Hinsichtlich der Schaffung ausreichender Stromkapazitäten sollten auf europäischer Ebene gemeinsame Überlegungen und Anstrengungen der betroffenen Akteure unternommen werden. https://www.monopolkommission.de/images/PDF/SG/s59_volltext.pdf --Arianndi (Diskussion) 11:06, 9. Sep. 2022 (CEST)

@Arianndi: Der Einleitungssatz passt so nicht mehr. Merit Order ist kein Preisfindungsmodell. Das Preisfindungsmodell ist an der Marktbestimmenden EEX-Börse in Leipzig ein Einheitspreisverfahren. Daneben gibt es noch direkte Preisvereinbarungen zwischen Kraftwerksbetreibern und Großabnehmern. Auch dort richten sich die Preise nach allgemeinen Angebot und Nachfrage.  Frohes Schaffen — ⵓ ⌨ [​ɪ​​u:] 08:50, 10. Sep. 2022 (CEST)

@ⵓSo steht es beim Frauenhofer-Institut (fast wörtlich, siehe Quelle, habe das Zitat eingefügt). Und wenn es kein Preismodell ist, was wäre dann der Sinn? Die Grenzkosten reiht man, weil man denkt, dass das den Preis bestimmt. Aber man kann natürlich auch erst schreiben, dass es eine Aufreihung von Kraftwerksleistung nach Grenzkosten ist und dann dass man denkt, dass das die Angebotskurve erklärt. Du kannst gerne umformulieren, aber eine Einsatzreihenfolge ist es jedenfalls nicht. Schon gar nicht, mit dem Folgesatz, dass Kraftwerke der Reihe nach aufgerufen werden, bis die Nachfrage gedeckt ist: Das passiert nicht und ist noch angreifbarer, als das Grenzkostenmodell ohnehin schon ist. --Arianndi (Diskussion) 09:04, 10. Sep. 2022 (CEST)

Ich wollte hier der Quelle möglichst genau folgen, aber richtiger ist wohl: Die Merit-Order (englisch für Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit) beschreibt ein Modell zur Ermittlung der Stromangebotskurve im kurzfristigen Stromhandel. Das ist jedenfalls, was die gesammelten Studien tun: Sie simulieren die Angebotskurve mit Windaufkommen, Brennstoffpreisen usw....

Und danke für dein immer nettes Feedback. --Arianndi (Diskussion) 09:14, 10. Sep. 2022 (CEST)

Dann ist die Formulierung im Fraunhofer-Dokument recht unglücklich. An der EEX werden wie an anderen Börsen auch recht simple Orderbücher geführt, in denen die Angebot der Käufer und Verkäufer sortiert und der Gleichgewichtspreis gesucht wird. Der Vorteil solcher Preisfindung ist, dass sie sehr dynamisch und schnell funktioniert. Jedes Angebot das über außerhalb des aktuelle Ask-Bid-Spread liegt führt zu einen neuen Preis, der Spread verschiebt sich automatisch mit neuen Orders. Diese Börsenhandelssysteme wie man sie von den Finanzmärkten kennt sind hoch effizient und erlauben algorithmischen Handel. Details findet man hier: https://www.eex.com/fileadmin/EEX/Downloads/Rules/Implementing_Regulations/20220901_Technical_Implementation_Regulation_V012a.zip  Frohes Schaffen — ⵓ ⌨ [​ɪ​​u:] 09:53, 10. Sep. 2022 (CEST)

Vielen Dank für den Link! Ich habe auf der Seite der EEX schon verzweifelt nach einer Dokumentation des Börsenalgorithmus gesucht, früher gab's das mal an prominenterer Stelle. Wichtig wäre nämlich auch mal eine Verbesserung des Artikels pay-as-clear(genaueres auf der Diskussionsseite), die ich zurückgestellt habe, weil ich zu den einzelnen Verfahren Meistausübungsprinzip (Eröffnungsauktionen, EUA) und dem Algorithmus der Dayahead-Auktion schlichtweg nirgends mehr etwas Genaues finden konnte. Auch im Artikel Stromhandel oder Strombörse könnten mal ein paar Worte dazu stehen.

Hier sind die Komplexitäten des tatsächlichen Preisalgorithmus der EEX m.E. nicht so entscheidend. Es geht ja mehr darum, zu erklären, wie die Kraftwerke bieten. Ansonsten reicht Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage. --Arianndi (Diskussion) 10:38, 10. Sep. 2022 (CEST)

In der Fraunhofer-Quelle steht, dass die Preisfindung dem Prinzip der Merit-Order folgt, aber nicht dass Merit-Order selbst ein Preisfindungsmodell ist. Die Formulierung ist etwas unglücklich.

In der aktuellen Populärmediendiskussion wird Merit-Order oft fälschlich als Preisfindungsmodell dargestellt. Umso wichtiger, dass wir hier klarstellen, dass es das nicht ist. -- H005 (Diskussion) 10:12, 10. Sep. 2022 (CEST)

@H005 Dann kuck mal, ob's dir so besser gefällt. :-)--Arianndi (Diskussion) 10:38, 10. Sep. 2022 (CEST)

Grenzen und Berechtigung des Modells

Vielleicht ist es dazu hilfreich, man schaut sich die Spotpreise mal an. Hier die Spotpreise Jan - Aug 2022 (öffentlich abrufbar auf der ENTSO-E-Transparenzplattform): Die Preise liegen zwischen 3000€ (Maximalpreis der Börse, d.h. die Nachfrage konnte zu keinem Preis gedeckt werden) und -150€ (d.h. es bestand ein Überangebot). Die Angebotskurve der konventionellen Erzeuger verändert sich von Stunde zu Stunde im Großen und Ganzen nicht (abgesehen von Revisionen und Ausfällen). Zwei Dinge variieren von Stunde zu Stunde:

• das Angebot an Wind- und Solarenergie
• die Nachfrage (nachts geringer als tagsüber ...)

Der Preis ist der Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage. Je teurere Kraftwerke für die Deckung der Nachfrage benötigt werden, desto teurer wird der Preis. D.h. mehr Wind und Solar -> billigerer Preis, nachts -> billigerer Preis. Viel richtiger als die Aussage "das teuerste Kraftwerk bestimmt den Preis" ist somit die Aussage "die Residualnachfrage nach konventionell-erzeugter Elektrizität bestimmt den Preis."

Das Kraftwerk, dessen Grenzkosten genau bei dem sich ergebenden Preis liegen (Grenzkraftwerk), erhält zwar in der Börsen-Auktion einen Zuschlag, wird auch zur Deckung der Nachfrage benötigt, erzielt aber nur noch Grenzkosten, also keinen Deckungsbeitrag mehr. Alle davor liegenden Kraftwerke erzielen denselben Preis, der für diese billigeren Kraftwerke mit einem (möglicherweise sehr hohen) Deckungsbeitrag verbunden ist.

Wird der Preis durch Gaskraftwerke bestimmt, so sollte der Preis mit einem Wirkungsgrad von 0,5 ca. ungefähr beim doppelten Gaspreis liegen. Wird zur Deckung der Nachfrage kein Gaskraftwerk benötigt, sollte der Preis erheblich niedriger ausfallen. Liegt der Gaspreis bei 300 €/MWh und werden Gaskraftwerke zur Deckung der Nachfrage benötigt, so entsteht ein Strompreis von etwa 600 €/MWh. Diesen Preis erzielen auch alle Kraftwerke mit geringeren Grenzkosten wie Windanlagen, Solaranlagen, Kohlekraftwerke usw. Das sind die viel zitierten Windfall-Profits.

Echte Knappheitspreise wie der Preis von 3000 €/MWh können nicht durch das Merit-Order-Modell erklärt werden. Ist keine Konkurrenz mehr vorhanden, kann im Prinzip jeder Preis verlangt werden.

Negative Preise erklären sich durch An- und Abfahrrestriktionen, d.h. die Fahrweise von Kraftwerken in aufeinanderfolgenden Stunden und Viertelstunden ist nicht unabhängig. Eine Tatsache, die das Merit-Order-Modell in seiner einfachen Variante nicht berücksichtigt. Wie schon von ⵓ bemerkt, erklärt das Merit-Order-Modell nicht die Fahrweise von Pumpspeichern und vernachlässigt den Real-Options-Charakter von Kraftwerken. --Arianndi (Diskussion) 09:25, 11. Sep. 2022 (CEST)

Die Graphik finde ich nichtssagend. Bitte von 2021 an die Preise plotten und dann bitteschön in log-Darstellung. Der Aussreißer mit 3k verwässert sonst die ganze Darstellung und es wird unterschlagen, dass es schon 2021 deutlich zur Sache ging. --Gunnar (Diskussion) 13:11, 13. Sep. 2022 (CEST)

Eine längere Preisentwicklung wäre interessant. Leider sind nur die Preise des aktuellen Jahres auf ENTSO-E verfügbar. Im entsprechenden Zeitraum des Vorjahres lag der durchschnittliche Preis bei 61,3 €/MWh (nachzulesen im Artikel Stromhandel. Im Gegensatz zu Aktienpreisen, bei denen nur die relative Preisveränderung Bedeutung hat, hat bei Commodity-Preisen die absolute Höhe eine große volkswirtschaftliche Bedeutung. Sie werden somit nicht/nie logarithmiert dargestellt (siehe alle relevanten Plattformen). Das ist bei Datensätzen, die negative Werte enthalten, auch nicht möglich. Im Gegensatz zum Aktienhandel, wo Preisausreißer vielleicht nur durch einzelne unbedeutende Transaktionen in einem illiquiden Markt zustande kommen, kann im Stromhandel davon ausgegangen werden, dass ein großer Teil der Marktteilnehmer diesen Preis für eine tägliche Ausgleichsmenge bezahlt oder vergütet bekommen hat. --Arianndi (Diskussion) 17:34, 13. Sep. 2022 (CEST)

Hier ist die Preisentwicklung aus dem Jahr 2021 [13] und aus dem Folgejahr 2022 [14]. Ich kann dort keinen Preisausreisser auf 3000 h entdecken. Was sind das genau für Werte, die Du runtergeladen hast? Beim Vergleich der beiden Jahren finde ich 2021 nicht weniger beunruhigend: Anstieg von ca 50 €/MWh auf etwa 200 €/MWh. In 2022 hatten wir anfangs eine Bandbreite von ca 200-300 €/MWh und später 300-500 €/MWh mit Ausreissern bis 800 €/MWh. Bei logarithmischen Darstellungen kann man auf den ersten Blick ablesen, wie sich die Wachstumsrate verhält. Beipiel: CO2-Emissionen Man sieht, dass China seit einer Dekade bei den CO2-Emissionen nicht mehr wächst, aber Indien mit konstanter Steigung (= gleicher prozentualer Wert) aufholt. Das weltweite Wachstum an CO2-Emissionen war von 1800 bis zum 1. Weltkrieg sehr konstant, und wieder im Zeitraum nach dem 2. Weltkrieg bis zur 2. Ölkrise. Ab den 80er Jahren ging es global mit gebremsten Schaum weiter. Wenn Dich die negative Zahlen stören, dann rechne doch mit Tages-Baseload-Mittelwerten, da man in einer Jahresdarstellung keinen Wert auf das Gezappel im Intraday-Markt nehmen muss. Die Rohdaten gibt es m.W. auch bei SMARD.

Wie schon gesagt, halte ich die Graphik didaktisch für nicht sehr aussagekräftig, weil a) die beiden Ausreisser bis 2000 €/MWh und 3000 €/MWh (was war das überhaupt? sowas gehört erläutert) die Spannbreite eindrückt, so dass interessante Aspekte gar nicht wahrgenommen werden und b) die Tatsache unterschlagen wird, dass die ganze Dynamik schon im Jahr 2021 angefangen hat. Bitte ein neues Diagramm anfertigen, das die Situation vollumfänglich darstellt.

--Gunnar (Diskussion) 21:22, 18. Sep. 2022 (CEST)

Nach wie vor denke ich, dass es hilfreich sein könnte, einen Absatz zum Merit-Order-Modell nach der Einleitung einzufügen. Jemand dafür? --Arianndi (Diskussion) 10:06, 12. Sep. 2022 (CEST)

Verstehe ich nicht. Was meinst Du mit einem Merit-Order-Modell nach der Einleitung. Das Ganze wird doch komplizierter gemacht, als es eigentlich ist.

1 Gaspreisschock im Ukraine-Krieg

2 Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien

2.1 Auswirkungen

2.2 Kritik

3 Literatur

3.1 Primärliteratur

3.2 Artikel & weiterführende Informationen

3.2.1 Ältere Beiträge

4 Weblinks

5 Einzelnachweise --Gunnar (Diskussion) 13:09, 13. Sep. 2022 (CEST)

Logisch, aber die Disk füllt sich immer mit Unverständnis, warum die Kraftwerke zu Grenzkosten anbieten. Vielleicht sollte man ein paar Sätze dazu verlieren, warum das in grober Näherung so ist, und dass man damit nicht den Einsatz von Pumpspeichern erklären kann.--Arianndi (Diskussion) 17:34, 13. Sep. 2022 (CEST)

Verständliche Erklärung der Grundlagen

Ich arbeite mich neu in das Thema ein. Deshalb entschuldigt meine teils naiven Fragen. Sie können vielleicht helfen, die Grundprinzipien von Merit-Order schneller und klarer verständlich zu machen.

1. Ist Merit-Order eine (europäische) regulatorische Vorgabe, oder ein Modell zur Erklärung der Preisbildung an der europäischen Strombörse EPEX SPOT und an der Leipziger Strombörse, die nach Marktgesetzen funktionieren?
2. Was sind Grenzkosten - die Hauptform von variablen Kosten (vielleicht kann man sie schon hier in 1 Satz definieren)? Wie kommen sie ins Spiel? Machen die Stromanbieter Angebote nach Grenzkosten?
3. "Stromangebotskurve im kurzfristigen Handel": Also Tageshandel, Tagespreise werden festgelegt? Gut erklärt: "Das Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten, das noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, bestimmt den Marktpreis." Also ein Kraftwerk, das irgendwann am Tag zugeschaltet wird? Oder werden die Preise doch stündlich oder gar viertelstündlich neu berechnet?
4. Was ist mit der Angebotsseite? Machen die Stromanbieter auch Angebote? Sie brauchen doch eine bestimmte Menge und können da nicht über den Preis zocken? In der Einleitung heißt es: "Schnittpunkt von einer in der Regel preisunabhängig gedachten Nachfrage (senkrechte Linie) und der Merit-Order." Unter derzeit Einzelnachweis 2 ist jedoch die Fraunhofer-Gesellschaft, Aktuelle Fakten zur Photovoltaik, S. 11 zitiert: "Die Verkaufsangebote der Stromerzeuger für bestimmte Strommengen, in der Regel durch die jeweiligen Grenzkosten definiert [gute Formulierung für die Einleitung] werden nach Preisen aufsteigend sortiert. Die Kaufangebote der Stromabnehmer werden absteigend sortiert. Der Schnittpunkt der Kurven ergibt den Börsenpreis für die gesamte gehandelte Menge."
5. Werden erneuerbare Energien auch in die Merit-Order einsortiert? Wenn ja, stehen sie aufgrund des gesetzlichen Einspeisevorrangs (für alle Arten oder nur Solarenergie?) "mit fiktiven Grenzkosten gleich Null" (Fraunhofer S. 12) als Modellannahme am Anfang? Und/oder haben sie - wie jetzt im Artikel steht und auch plausibel ist - tatsächlich die geringsten Grenzkosten ("Nichtdisponible Einspeisungen aus Wind- und Solarenergie mit sehr geringen Grenzkosten decken einen Teil der Verbraucherlast"),
6. Oder spielt die Merit-Order nur bei Direktvermarktung von Solarstrom eine Rolle, s. Fraunhofer S. 10?: "Aktuell erfolgt die Vergütung nach drei Basismodellen, abhängig von Größe und Typ des PV-Kraftwerks: die Festvergütung [BNA3], die Direktvermarktung mit Marktprämie und für große Kraftwerke die Vergütung gemäß Ausschreibungszuschlag der Bundesnetzagentur".

Antwortversuche:

1. Das Einheitspreisverfahren ist die Vorgabe, Merit-Order die Konsequenz.

2. Wurde hier viel diskutiert: Im Prinzip ja.

3. Anbieter (und Abnehmer?) geben am Vortag Angebote ab, die Preise werden dann stündlich oder viertelstündlich berechnet.

6. Dann wäre auch "Marktwert erneuerbarer Energien" in den Grafiken zum Merit-Order-Effekt irreführend. Denn ein Angebotspreis an der Strombörse bildet sich offensichtlich nur für Direktvermarktungs-Strom (geringe Menge?). Davon zu unterscheiden ist ein langfristiger Durchschnitts-Marktwert, der sich gerade erst durch den Handel im Einheitspreisverfahren bildet. Arianndi, 09:21, 27. Aug. 2021 stellt es im Disk-Pfad "Merit-Order-Effekt" gut dar, und die Grafiken machen die Position der meisten Erneuerbaren in der Merit-Order besser klar als die immer noch im Artikel vorhandene Grafik.

Einen eigenen Anfangs-Abschnitt zum Merit-Order-Modell, wie 10:06, 12. Sep. 2022 nochmal vorgeschlagen, fände ich auch gut, z.B. unter dem Titel "Bildung des Strompreises nach dem Merit-Order-Modell". Nach der Einleitung gleich mit "Gaspreisschock" hineinzuspringen, geht nicht. Der folgende Abschnitt "Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien" ist da noch wesentlich informativer zur Funktionsweise der Merit-Order. Schöne Grüße --Jwollbold (Diskussion) 09:08, 31. Okt. 2022 (CET)