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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.
-- FfD19:21, 19. Nov. 2010 (CET)Beantworten
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)Beantworten
Die EEG-Umlage ist irrelevant. Das EEG ist eine Finanzierungsinstrument für EE-Anlagen, was außerhalb des Marktes funktioniert. Durch denn EE-Zubau gibt es eine Restlastreduktion, die exogen auf den Markt wirkt und die Preise senkt. Ende Dezember 2022 war ein Grund für den Preisrückgang, dass der Gaspreis etwa auf die Hälfte zurückgegangen ist [1], die Verbraucherlast nach Weihnachten von 70 GW auf knapp 60 GW schrumpfte aber eben auch, dass die EE-Einspeisungen zunahmen. [2] Die Braunkohlekraftwerke gingen von gut 15 GW auf unter 5 GW runter. Die Grenzkosten dieser Kraftwerke liegen bei aktuellen CO2-Preisen etwa bei 100 €/kWh und die realisierten Preise zeigen, dass nun nicht mehr diese Grenzkosten Ende Dezember relevant waren, sondern die Opportunitätskosten, so ein Grundlastkraftwerk komplett runterzufahren [3]. Dank dem Wind hatten wir also sehr günstige Verbraucherpreise in diesen Tagen, was für die Kraftwerksbetreiber aber unschön war, weil sie Geld drauflegten.
Auch die Kapazitätsengpässen im Übertragungsnetz (-> Redispatch) sind kein Grund, am Merit-Order-Effekt zu zweifeln, weil dann nur ein Teil der nicht disponiblen Leistung aus Wind & Solar minimierend auf die Restlast wirkt. --Gunnar (Diskussion) 20:56, 25. Mär. 2023 (CET)Beantworten
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. -- FfD19:21, 19. Nov. 2010 (CET)Beantworten
"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. --Gunnar21:33, 27. Nov. 2010 (CET)Beantworten
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. --Gunnar01:58, 8. Jan. 2011 (CET)Beantworten
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)Beantworten
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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. 178.115.66.19408:04, 6. Aug. 2022 (CEST)Beantworten
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)Beantworten
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) [4] 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. [5][6][7] --Gunnar (Diskussion) 19:16, 6. Aug. 2022 (CEST)Beantworten
Es scheint sich sogar um ein politisch gewünschtes Kartell zu handeln. Daher ist es wichtig, die verantwortlichen Personen und politischen Parteien, die ein Kartell zulasten der Verbraucher und der Volkswirtschaft angestrebt haben, zu benennen. Der Artikel versagt bisher an dieser Stelle tatsächlich und rutscht teilweise sogar in rein akademische Betrachtungen ab, welche die negativen Folgen der Merit-Order-Regelungen in der Wirklichkeit verdecken. --178.7.89.25013:02, 13. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Na, dann benenn die doch mal. Du hast ja sicher auch belegbare Quellen für deine Kartell-Behauptungen sowie "die negativen Folgen der Merit-Order-Regelungen in der Wirklichkeit". (Übrigens: Wer hier von "Regelungen" spricht, beweist bereits, dass er die Merit-Order nicht verstanden hat und den Artikel besser noch einmal liest.) -- H005 (Diskussion) 17:54, 13. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Sie glauben wohl auch an den Weihnachtsmann, wenn sie denken dass es bei den Stromerzeugern keine Absprachen gibt. Es gibt viel zu wenig Konkurrenz am Strommarkt!88.117.169.12210:27, 31. Jan. 2023 (CET)Beantworten
Warum wird hier fleißig was zur Ukrainekrise gelöscht?
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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)Beantworten
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)Beantworten
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)Beantworten
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)Beantworten
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)Beantworten
Der Überfall auf die Ukraine hat bestimmte Folgen, die alle bestehenden Schwächen und Defekte des momentan implementierten Konzeptes mit dem vermeintlich magisch-kompetenten Aufkleber "Merit-Order" besonders deutlich aufzeigen. Die Ukraine-Krise mit ihren Folgen gehört daher in die Kausalkette, die zur Entzauberung dieses Pseudo-Konzeptes geführt hat. Viele Berufspolitiker sind eben nicht so intelligent, wie sie sich darstellen. --178.7.89.25012:42, 13. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Grenzen und Berechtigung des Modells
Letzter Kommentar: vor 2 Jahren9 Kommentare3 Personen sind an der Diskussion beteiligt
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)Beantworten
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)Beantworten
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)Beantworten
Hier ist die Preisentwicklung aus dem Jahr 2021 [8] und aus dem Folgejahr 2022 [9]. 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.
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)Beantworten
Die Begründung, warum man in einem Markt mit Einheitspreisen (das ist das Übliche) mit Grenzkosten anbieten sollte ist wie folgt:
a) Wenn ich weniger als die Grenzkosten haben will, dann habe ich einen negativen Deckungsbeitrag, was mir pro verkaufter Einheit weh tut.
b) Wenn man mehr als die Grenzkosten haben will, dann kann es sein, dass ich ggf. keinen Zuschlag erhalte und damit weniger Umsatz und weniger Deckungsbeiträge erziele.
Letzter Kommentar: vor 2 Jahren84 Kommentare5 Personen sind an der Diskussion beteiligt
Ein Vorwort: Es ist ein ganz schlechter Stil, auf der Diskussionsseite in einen (auch längeren) Beitrag eines Vorrredners reinzuschreiben. Dann verliert man sehr leicht die Übersicht wer was geschrieben hat und wer wie geantwort hat. Gerade wenn der Beitrag wie unten mit 1-6 gegliedert ist, kann man einfach auf die jeweiligen Absätze bezug nehmen. Zitieren ist auch erlaubt. Abschließend geht es bei den Wikipedia-Diskussionen nicht um die Erörterung des Themas oder das Aufpolieren eigener Wissensdefizite, sondern direkt oder indirekt um die Verbesserung des umseitigen Artikels. --Gunnar (Diskussion) 21:26, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
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.
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?
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?
"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?
Was ist mit der (nichts Angebots, sondern --Jwollbold (Diskussion) 19:49, 12. Nov. 2022 (CET) ) Nachfrageseite? Machen die Stromanbieter auch Angebote? Besser: Geben die Stromanbieter auch preisgebundene Orders ab? 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."Beantworten
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"),
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".
Was sind Vorteile des Merit-Order-Prinzips gegenüber Pay-as-Bid? Werden minimale Angebote entsprechend der Grenzkosten belohnt, da sie die Chancen auf einen Zuschlag erhöhen, gleichzeitig aber durch den Einheitspreis Erlöse über den variablen Kosten, also Deckungsbeiträge ermöglichen? Wird in der Erzeugung billiger Solar- oder Windstrom gefördert, da er den allgemeinen Höchstpreis bekommt (nur direkt vermarkteter, oder bekommt EEG-vergüteter Strom noch einen zusätzlichen Marktpreis - das war meine wohl dumme Anfänger-Frage)? Der Merit-Order-Effekt ist ja im Artikel dargestellt - die Verdrängung teurer konventioneller Kraftwerke könnte aber auch einfach aus der bevorzugten Einspeisung Erneuerbarer resultieren. --Jwollbold (Diskussion) 09:08, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
Ja. Der Preis ist der Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage. Die Angebotskurve ergibt sich (laut Merit-Oder-Modell) aus den der Größe nach geordneten Grenzkosten (Merit-Order). --Arianndi (Diskussion) 17:25, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
Grenzkosten sind im Wesentlichen die variablen Kosten (d.h. die Brennstoffkosten). Hinzu kommen An- und Abfahrkosten, die das Kraftwerk ebenfalls einbringen muss, um einen positiven Deckungsbeitrag zu erzielen. Hier arbeiten die zitierten Studien (z.B. vom Fraunhofer Institut) mit Vereinfachungen, da die Kraftwerke in der Regel Blockgebote stellen (d.h. eine gleiche Leistung für mehrere Stunden anbieten). Diesen Block bieten sie für einen Preis in €/MWh an, der Brennstoffkosten + An- und Abfahrkosten für den gesamten Block deckt. Der Marktpreis an der Börse wird aber stündlich berechnet. An- und Abfahrkosten für einen gefahrenen Block lassen sich aber nicht auf einzelne Stunden herunterbrechen und ein durchschnittlicher Preis für einen Block lässt sich auf viele Arten mit einzelnen Stundenpreisen realisieren.--Arianndi (Diskussion) 17:25, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
Grenzkosten ist ein Synonym für variable Kosten. Einmalig pro Anfahrvorgang auftretende Kosten sind keine Grenzkosten, genausowenig sind die einmalig zu tragenden Kosten für den Anlagenbau (CAPEX) keine Grenzkosten. --Gunnar (Diskussion) 21:38, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Ja, das ist richtig. Das Preisbestimmungsverfahren an der Börse ist allerdings deutlich komplexer als die Approximation der Angebotskurve durch die Merit-Order suggeriert, da die Angebote in Wirklichkeit nicht in stündlicher Granularität vorliegen. Ein Kraftwerk, das mit seinem Blockgebot über 4 Stunden zum Zuge kommt, erzielt für die in diesem Zeitraum zu fahrende Leistung den gebotenen Preis. Allerdings kann es sein, dass es an 3 von 4 Stunden unter Verlust fährt und in der vierten Stunde, wo Strom knapp ist, einen so hohen Preis erzielt, dass insgesamt über die 4 Stunden der gebotene Durchschnittspreis erreicht wird. (Deshalb können an der Börse negative und auch sehr hohe Preise für einzelne Stunden entstehen). Bei dem Merit-Order-Modellen wird dieser Effekt in der Regel vernachlässigt und stattdessen davon ausgegangen, dass das Kraftwerk in jeder Stunde fährt, wenn der Preis über variablen Kosten liegt. An- und Abfahrkosten werden dabei auf den Gebotszeitraum umgelegt. (Das Merit-Order-Modell erklärt somit u.a. keine negativen Preise). --Arianndi (Diskussion) 17:25, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
"Das Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten, das noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, bestimmt den Marktpreis." Die Aussage bezieht sich auf einen Zeitpunkt t, bzw. ein Zeitintervall (z.B. 5 min, 15 min, 60 min) und ist ganz allgemein zu verstehen. 60 sind im EU-Handel die Norm, in DE und einer Handvoll anderen Ländern im Intradaymarkt 15 min, in einigen Regionen der USA auch 5 min, Australien will auch in Richtung 5 min Zeitblöcken. --Gunnar (Diskussion) 22:29, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
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.
--Jwollbold (Diskussion) 09:08, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
Aller erneuerbarer Strom wird vermarktet. Entweder vermarktet der Erzeuger selbst (große Anlagen) oder der Netzbetreiber nimmt den erzeugten Strom zu Garantiepreisen an und vermarktet diese Mengen dann (die Preis-Differenz geht in die EEG-Umlage bzw. jetzt in den Staatshaushalt). Die Börse generiert einen stündlichen Preis (der regelmäßig auch negativ sein kann, siehe Stromhandel.--Arianndi (Diskussion) 17:25, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
Oder die elektrische Energie aus erneuerbaren Primärenergien wird selbst verbraucht. "Strom" ist ein umgangssprachlicher Ausdruck für elektrische Energie - der Fachmann weiss, dass elektrischer Strom in Ampere gemessen wird und somit keine Energie ist, die man in Joule oder kWh misst. --Gunnar (Diskussion) 22:33, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Die beiden Grafiken sind äquivalent: In der Darstellung im Disk-Pfad liegt die Erneuerbare Erzeugung ganz links am Anfang der Merit-Order auf der x-Achse, da die Grenzkosten der Erneuerbaren Erzeugung als Null angenommen werden. In der Darstellung im Artikel wird die Erneuerbare Erzeugung vor der Preisbildung von der Nachfrage abgezogen und nur für die Restnachfrage ein Preis gebildet. Beide Sichtweisen führen unter den genannten Annahmen zum selben Ergebnis und für den Erneuerbare-Energien-Effekt zu denselben Vergleichsgrößen.--Arianndi (Diskussion) 21:34, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
Ja, was am Spotmarkt verkauft wird, bekommt auch den Marktpreis (nicht direkt die Festvergütung, die nur noch für vor 2016 gebaute "Altanlagen" möglich ist). Außerhalb der Börse laufen dann Terminverträge oder Ausschreibungen der Bundesnetzagentur. Hier fand ich die Vergütung gut erklärt - als Quelle geeignet? Ein Detail dort, was hier im Artikel nicht so wichtig ist, vielleicht aber in Stromhandel#Marktintegration Erneuerbarer Energien, da dort anders dargestellt: "Die Direktvermarktung privatisiert die Risiken der Vermarktung: [...] Nicht mehr die ÜNB, sondern die im Wettbewerb stehenden Direktvermarkter handeln den erzeugten Strom an der Börse." --Jwollbold (Diskussion) 15:19, 1. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Der Marktwert der erneuerbaren Energien (in Form elektrischer Energie) bemisst sich aus den Einspeiseprofil je nach Primärenergie (Wind, Laufwasser, Solar, Biomasse, etc.) multipliziert mit dem jeweilen Markt- also Börsenwert. Das ist also das Skalarprodukt zweier Vektoren: Preisvektor mal Erzeugungsvektor. --Gunnar (Diskussion) 22:38, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
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)Beantworten
Ich bin nach fruchtlosen Diskussionen der Meinung, dass zur EPEX-Preisbildungsverfahren ein eigener Artikel erforderlich ist, in dem z.B. zulässige Gebote an der EEX und der Algorithmus, nach dem diese ausgeführt, teilausgeführt oder nicht ausgeführt werden, beschrieben werden sollte. Es gibt auch offizielle Dokumentationen dazu. Es ist aber trotzdem nicht mal eben getan. Auf Basis eines solchen Artikels (auf den man dann verweisen könnte), wäre es gut möglich, einen Einstiegskapitel über das Merit-Order-Modell und die darin enthaltenen Vereinfachungen zu schreiben. --Arianndi (Diskussion) 17:25, 31. Okt. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Arianndi, danke für deine Erklärungen. Was können wir für den Artikel daraus machen? Für einen Einführungsabschnitt dachte ich an die Beantwortung einfacher Fragen wie von mir gestellt, mit Links zu weiterführenden Wiki-Artikeln. Vereinfachungen des Merit-Order-Modells können danach oder in einem weiteren Abschnitt auch beschrieben werden. Den Algorithmus zum Preisbildungsverfahren darzustellen, klingt spannend - ja, sollte in einen speziellen Artikel ausgelagert werden. Vielleicht finde ich später auch mal Zeit, mich an Recherche und Formulierung dazu zu beteiligen.
Jetzt könnte man z.B. ein paar Formulierungen aus dem 1. Abschnitt im englischen Artikel übernehmen, etwa: "The zero marginal cost of wind and solar energy does not, however, translate into zero marginal cost [oder einer Preisreduktion] of peak load electricity in a competitive open electricity market system as wind and solar supply alone often cannot be dispatched to meet peak demand without batteries. The purpose of the merit order was to enable the lowest net cost electricity to be dispatched first thus minimising overall electricity system costs to consumers." --Jwollbold (Diskussion) 15:44, 1. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Es stimmt, dass Wind und Solar Grenzkosten von Null haben und dass dies nicht zu Nullpreisen für Energie führt, weil Wind und Sonne nicht die gesamte Nachfrage decken (das zweite marginal in dem englischen Text, ich habe es fett gemacht, ist meines Erachtens sinnfrei/falsch). Der zweite passivische Satz mit dem "was to enable " ist meines Erachtens deutlich unklarer und unrichtiger als die derzeitige Artikeleinleitung. Es wird geradezu bewusst unklar gelassen bzw. verwirrt, wer hier was entscheidet: Wie das Kraftwerk eingesetzt wird, entscheidet der Kraftwerksbetreiber. Er stellt dafür ein Angebot. Der gestellte Preis entspricht dabei rationaler Weise den Grenzkosten des Erzeugung. Somit ergibt sich die Angebotskurve für den Gesamtmarkt aus den der Größe nach geordneten Grenzkosten der Anlagen. Der Preis ist der Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage.--Arianndi (Diskussion) 17:35, 1. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Richtig, die Einleitung ist klarer. Der englische Artikel insgesamt war nur ein erster Ansatz, unseren Artikel klarer zu machen. Ich versuche nächstens, einen Formulierungsvorschlag zu machen. Oder gibt es von jemand ein Veto, einen neuen möglichst kurzen Grundprinzipien-Abschnitt zu schreiben bzw. aus vorhandenen Sätzen und Belegen zusammenzusetllen?
Über "Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage" rätsele ich immer noch, auch nachdem ich mir die weiter unten stehende Grafik "Merit-Order-Effekt" nochmal angesehen habe. Schnittpunkt würde ich zwischen zwei Kurven im dargestellten Nachfrage-Preis-Raum verstehen. Aha: Die Nachfrage wird preisunabhängig gedacht, deshalb ist sie senkrecht. --Jwollbold (Diskussion) 18:43, 2. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Klar habe ich ein Veto dagegen, den Artikel zu verschlimmbessern. Nochmal, wie auch schon weiter oben dargestellt: der Artikel soll die Merit-Order und den sog. Merit-Order-Effekt erläutern. Es ist nicht das Ziel des Artikels, die gesamte Elektrizitätswirtschaft zu beschreiben, auch nicht Preisbildungsverfahren an einer bestimmten Börse. --Gunnar (Diskussion) 22:42, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Ich halte die Diskussion nicht für zielführend, entweder kommt dabei nichts raus oder arge Theoriefindung. Dennoch will ich ausnahmsweise relativ ausführlich antworten:
Zu 1: Natürlich ein Erklärungsversuch, wenn auch mit Schwächen, siehe unten.
Zu 2: Nein, ein Marktpreis bildet sich über Angebot und Nachfrage, egal ob bei Strom, Öl, Aktien, Kakao, Gold oder was auch immer. Der Preis ist Knappheitsmesser und nicht Grenzkostenmesser. Du hast selbst oben eine Grafik eingefügt mit zeitweise negativen Preisen. Negative Grenzkosten hat aber kein Kraftwerk und damit widersprechen negative Preise dem Modell. Bei der unterstellten vollständigen Konkurrenz hat der Anbieter auch gar keinen Raum für eine eigene Preispolitik. In der Realität herrscht natürlich keine vollständige Konkurrenz.
Zu 4: Kurzfristig ist die Nachfrage sicher relativ fix. Längerfristig bleibt das aber nicht so, bei hohem Preis wandern z. B. stromintensive Industriebetriebe ab. Wobei aber nach Merit-Order-Modell nach vollendeter Energiewende Strom praktisch gratis sein müsste. Wie realistisch das ist, möge jeder selbst überlegen. Was soll „Anbieter“ heißen und was „zocken“? „Zocken“ müssten nach dem Modell alle, denn der Strom soll ja komplett über eine Strombörse gehandelt werden. Die örtlichen Stadtwerke müssten sich also komplett an der Strombörse eindecken. Anbieter wie Stromio, die wirklich in etwa so agierten, fanden die Marktlage schon Ende letzten Jahres, also noch vor dem Ukraine-Krieg, so unerträglich, dass sie ihren Kunden kündigten.
Zu 5: Wie schon gesagt, der Marktpreis bildet sich über Angebot und Nachfrage und nicht über eine (in der Praxis ja auch gar nicht bekannten) Reihenfolge der Grenzkosten der Anbieter. Dennoch hat die Einspeisevergütung natürlich Effekt. Gäbe es keine Einspeisevergütung, würde der Windstromanbieter sich lieber vom Markt verabschieden als mit hoher Einspeisung den Preis ins Negative zu drücken und draufzuzahen. Eine Besonderheit in dem Fall ist, dass die Anbieter nicht auf Preisschwankungen reagieren. Normalerweise führt hoher ein Preis zu steigendem Angebot und ein niedriger zu sinkendem Angebot. Windstrom ist eben vom Wind abhängig und der WKA-Betreiber kann bei hohem Preis nicht für mehr Wind sorgen. Wenn viel Wind weht und der Börsenpreis ins Negative fällt, kann das dem Betreiber egal sein, wenn ihm ein staatlich festgelegter Preis garantiert ist.
Zu 6: Nein, das Modell wurde ja gerade als Argument Pro-EEG ersonnen.
Hallo FfD, zu 2: Sicher bildet sich der Preis an den Strombörsen über Angebot und Nachfrage - aber eben unter den Bedingungen des Einheitspreisverfahrens. Dann orientiert sich der Angebotspreis nicht an der Nachfrage wie auf einem unregulierten Markt. Zu Spitzenzeiten werden nicht hohe Preise verlangt, sondern wie jederzeit ein minimaler Preis: Der, zu dem sich gerade noch etwas mit Produktion und Einspeisung verdienen lässt - Grenzkosten eben. Das scheint mir ein schicker Effekt der Merit-Order - ist der in der Literatur beschrieben? Dann sollte das in den Artikel.
Zu 7: Überhaupt fehlen noch Sätze im Artikel zu Vorteilen der Merit-Order-Preisbildung und die Gründe der Einführung des Einheitspreisverfahrens, aus dem resultiert: Angebote erhalten einen Zuschlag entsprechend Merit-Order. Ist das schon in der im Artikel zitierten Literatur beschrieben? Dann wäre ich für Hinweise dankbar oder noch besser: Artikeledits. (Ich selbst kann sie derzeit aus Zeitgründen nur mühsam machen. Wir sollten aber die Diskussion nicht länger im Austausch von Meinungen und nach unserem Verständnis der Sache führen, sondern quellenbasierte Edits machen - bei einem solchen konkreten Vorgehen lässt sich meiner Meinung nach am meisten klären.) --Jwollbold (Diskussion) 22:04, 5. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Ich glaube, da hast du etwas missverstanden. Überhaupt wird die Merit-Order in der Presse immer mystifiziert. Die Preisbildung ist einfach der Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage, wie dies auch bei unregulierten Märkten angenommen wird.
Angebote erhalten keinen Zuschlag nach der Merit-Order. Das wirst du so auch nirgends finden. Es werden vielmehr Angebote in der Reihenfolge der gestellten Preise (von billig nach teuer) bezuschlagt.
Das Modell sagt, dass die Preisstellung der Angebote durch Grenzkosten - also durch die Merit-Order - beschrieben ist. D.h. die Merit-Order beschreibt, welche Angebotspreise die Kraftwerksbetreiber rationalerweise stellen sollten.
Dass Angebotspreise Grenzkosten widerspiegeln, ist mehr oder weniger die Definition von vollständiger Konkurrenz. Dies Struktur der Angebotskurve wird nicht nur für die Energiemärkte, sondern auch für andere Märkte mit fast vollständiger Konkurrenz, wie z.B. Getreide- und sonstige landwirtschaftliche Märkte angenommen. Das hat also nichts mit dem genauen Preisbildungsverfahren der Börse zu tun.
Die in der Presse beobachtbare Mystifizierung des Börsenverfahrens ist ein Irrweg. Die im Energiemarkt sichtbaren Preiseffekte sind kein Produkt der speziellen Preisfindung der Börse, sondern allgemein marktwirtschaftlicher Grundsatztatsachen (Preis = Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage). Man kann die derzeitigen hohen Strompreise auch nicht durch Eingriff in die Preisfindung der Börse ändern: Wenn der Gaspreis bei 300 €/MWh liegt, der Wirkungsgrad eines Gaskraftwerks bei ca. 0,5 und Gaskraftwerke für die Deckung der Nachfrage erforderlich sind, muss der Strompreis mindestens bei 600 €/MWh liegen, sonst ist es für die Gaskraftwerke sinnvoller zu stehen (und ggf. bereits beschafftes Gas an den Gasmärkten zu verkaufen). --Arianndi (Diskussion) 18:05, 6. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Was die falsche Mystifizierung von Merit-Order angeht, stimme ich natürlich zu. Falsch ist aber auch dein Fokus auf Grenzkosten und falsch ist auch diese Behauptung: Es werden vielmehr Angebote in der Reihenfolge der gestellten Preise (von billig nach teuer) bezuschlagt.
Das stimmt nur, wenn alle Nachfrager jeden beliebigen Preis akzeptieren. Das ist im realen Börsenhandel nicht der Fall (auch wenn die Stromnachfrage relativ wenig preiselastisch ist) und deshalb erfolgt die Preisbildung auf Grundlage des Orderbuchs. Hier beeinflussen sich die Kauf- und Verkaufsaufträge und die sich daraus ergebenden Preise gegenseitig. Angebote auf Basis der Grenzkosten sind keineswegs rational. Ich erkläre es mal am Aktienmarkt. Angenommen, ein Anleger hat Aktien der XYZ AG gekauft und dafür inkl. Gebühren 50 €/Aktie bezahlt. Er will die Aktien jetzt verkaufen, der Preis schwankt inzwischen um die 100 €. Der Anleger wird das Limit des Verkaufsauftrags natürlich irgendwo in der Nähe von 100 € setzen. Er setzt das Limit sicher nicht bei seinen „Grenzkosten“ von 50 €, denn er kann mit einem niedrigen Limit den Preis drücken und die Order würde schlimmstenfalls zu 50 € pro Aktie ausgeführt.--FfD (Diskussion) 21:23, 7. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Das Merit-Order-Modell sagt, die Angebotskurve auf dem Strommarkt ergibt sich aus Grenzkosten. Ob Anbieter wirklich ihre Bid-Preise zu Grenzkosten stellen, ist eine gute Frage, die hier höchstens ein einem Kapitel "Grenzen des Modells" diskutiert werden sollte. In einigen Fällen ist das sicher falsch. Der Aktienhändler wird seine Aktie verkaufen, wenn er denkt, dass er künftig keinen besseren Preis mehr erzielen kann (auch wenn das einen Verkauf zu Verlust bedeutet). Ebenso geht es dem Pumpspeicherbetreiber. Die Kosten, die er für die Einlagerung auf sich genommen hat, sind Sunk Costs. Er speist genau dann aus, wenn er denkt, dass kein günstigerer Zeitpunkt mehr kommen wird. Dennoch sagen die Studien des Fraunhofer-Instituts, die das Ganze ja aufgebracht haben, dass eine Modellierung der Angebotskurve mit der Größe nach geordneten Grenzkosten, zu einer guten Approximation der tatsächlich entstandenen Strompreise führt. Wenn ein Gaskraftwerk einen Strompreis über seinen variablen Kosten erzielen kann, ist es sinnvoll zu fahren, denn es erzielt einen Deckungsbeitrag, den es nicht erzielen kann, wenn es steht. Entscheidet es sich, nicht zu fahren, erzielt es den Deckungsbeitrag nicht. Die fixen Kosten bleiben aber dieselben und der Zeitraum, in dem diese eingebracht werden können, ist kleiner geworden.--Arianndi (Diskussion) 19:35, 8. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Die Preisbildung auf Strommärkten die von thermischen Kraftwerken dominiert werden funktioniert anders als jene, die von Speicherkaskaden (Speicherwasser) bestimmt werden, wie in NO+SE. Bei dem einen sind es Grenzkosten, die vor allem durch den Brennstoffbedarf bestimmt werden, bei dem anderen sind es Opportunitätskosten (Optionspreistheorie). Das hat aber auch nichts mit der Merit-Order zu tun, die im Prinzip nur sagt: sortiere die Anbieter von billig nach teuer, egal wie die ihre interne Kostenkalkulation handhaben und auch egal was die Nachfrager tun, die auf Preisbildungsprozesse auch einen großen Einfluss haben. --Gunnar (Diskussion) 23:02, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Die Nachfrage auf dem Strommarkt ist in sehr guter Näherung preisunelastisch. Bei den meisten Stromabnehmern (z.B. allen Privatkunden) kommen Preisschwankungen nicht an, sie haben einen Fixpreis pro kWh und konsumieren unabhängig vom Preis. Den Stadtwerken, die den Kunden die Deckung ihres Bedarfs vertraglich zugesagt haben, bleibt nichts übrig, als diesen Bedarf zu decken - was immer der Preis. Das kann bei physischer Knappheit dazu führen, dass der Markt zusammenbricht - siehe Kalifornische Elektrizitätskrise. --Arianndi (Diskussion) 19:35, 8. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Arianndi, du schreibst 18:05, 6. Nov. 2022: "Dies Struktur der Angebotskurve [Grenzkosten widerspiegelnd] wird nicht nur für die Energiemärkte, sondern auch für andere Märkte mit fast vollständiger Konkurrenz, wie z.B. Getreide- und sonstige landwirtschaftliche Märkte angenommen. Das hat also nichts mit dem genauen Preisbildungsverfahren der Börse zu tun." Hast du oder jemand anderes dafür einen Beleg? Es sollte in den Artikel - denn es würde bedeuten, dass das preistreibende Einheitspreisverfahren abgeschafft werden kann, ohne minimale, Grenzkosten-orientierte Angebote zu behindern! Oder? --Jwollbold (Diskussion) 11:21, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Warum sollte jemand grenzkostenorientierte Angebote abgeben wollen mit dem Ziel, auch genau nur diesen Preis zu erzielen? Dir ist bekannt, dass man nicht nur seine variablen Kosten erlösen muss, sondern auch einen Fixkostenanteil? Vgl. mit Deckungsbeitrag. --Gunnar (Diskussion) 23:09, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Ich verstehe den Zusammenhang nicht, den Du ansprichst. Ja, mir ist bekannt, dass es auch noch andere Commodities gibt, die an Börsen gehandelt werden - vgl. mit der Merit-Order von Ölquellen aus dem unten zitiertem DB-Bericht: The Peak Oil Market, Fig. 68: Cash cost of oil production = Grenzkosten. Das ist das gleiche Schema - lediglich das Produkt kann man besser lagern (speichern). Die Tatsache, dass man im üblichen Einheitspreisverfahren bei einer Auktion zu Grenzkosten anbieten sollte, resultiert aus der betriebswirtschaftlichen Logik einer Deckungsbetragsmaximierung. Zudem macht man sich gegenüber dem Kartellamt der Ausübung von Marktmacht verdächtig, wenn man sehr deutlich über den eigenen Kosten anbietet, wenn das einer Zurückhaltung von Kapazitäten gleichkommt. --Gunnar (Diskussion) 22:57, 15. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Das mit den „versunkenen“ Kosten ist falsch. Eine Aktie einer börsennotierten AG lässt sich besonders leicht wieder zu Geld machen und wenn der Pumpspeicherbetreiber den Speicher füllt, dann hat er kein Geld „versenkt“. Er holt wieder Geld rein, wenn er den Speicher zwecks Stromerzeugung leert und den Strom verkauft. Gerade der Pumpenspeicherbetreiber kann preiselastisch nachfragen und warten, bis der Preis tief, am besten negativ ist. Dass es zu negativen Preisen kommen kann, obwohl kein Kraftwerk Strom zu Grenzkosten unter null produzieren kann, widerspricht dem Modell. Real wird auch nicht alles über die Strombörse ge- und verkauft und vollständige Konkurrenz herrscht bei weitem nicht. Solche Details sind aber unerheblich für den Artikel. Das Modell sagt, wegen vollständiger Konkurrenz nähere sich der Preis den Grenzkosten an. Punkt. Hier darauf aufbauend eigene Theorien zu entwickeln, ist unzulässige TF, selbst wenn sie richtig wären. Im Übrigen wurde das Merit-Order-Modell nicht zur Voraussage oder Erklärung von Strompreisen ersonnen, sondern um Preiseffekte des EEG abzuschätzen.--FfD (Diskussion) 20:06, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Eine Aktie ist immer so viel wert, wie der aktuelle Marktpreis. Nur zu diesem Preis kann sie wieder zu Geld gemacht werden. Somit ist für die Kauf- oder Verkaufsentscheidung nur wichtig, ob der Marktpreis steigen oder sinken wird. Der Preis, zu dem die Aktie ursprünglich gekauft wurde, spielt keine Rolle. Ein bereits realisierter Verlust in Höhe von Einkaufspreis - Marktpreis sind Sunk Costs, die durch keine künftige Entscheidung wieder eingebracht werden können.
Ebenso ist es beim Pumpspeicher: sein gespeichertes Wasser ist soviel wert, wie zu aktuellen Marktpreisen daraus erlöst werden kann (da ich jederzeit ausspeisen kann, geht bei dieser Bewertung bereits die gesamte Terminkurve ein). Zu welchem Preis es eingespeichert wurde, spielt für die Ausspeiseentscheidung keine Rolle. Die Frage ist, was ist der optimale Ausspeisezeitpunkt. Eine einfache mögliche Optimierung ist z.B. dann auszuspeisen, wenn ich auf der Terminkurve sehe (und absichern kann), dass ich den Speicher mit Gewinn einmal ausspeisen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder füllen kann. Dann ist der Speicherstand vorher und nachher derselbe und ich brauche nur die Terminerlöse aus der Ausspeisung gegen die Terminaufwände aus der Einspeisung zu rechnen. Den auf der Terminkurve sichtbaren Gewinn kann ich durch Terminkäufe und -verkäufe sichern. Auch hier ist nach Grenzkostenlogik das Geschäft immer sinnvoll, wenn ein Nettoerlös entsteht, dieser deckt jedoch nicht notwendig die Fixkosten. In gewissen Marktsituationen ist es sinnvoll, auch einen nicht auskömmlichen Deckungsbeitrag zu sichern. Manchmal ist nicht mehr drin. Eine spekulative Komponente (geht der Spread zwischen den Preisen nicht doch noch ein bisschen hoch) wird auch immer dabei sein. --Arianndi (Diskussion) 12:25, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
zu 4: "Anbieter wie Stromio, die wirklich in etwa so agierten, fanden die Marktlage schon Ende letzten Jahres, also noch vor dem Ukraine-Krieg, so unerträglich, dass sie ihren Kunden kündigten." - Bei Stromio und anderen "neuen Stromanbietern", die ihre Kunden mit kurzfristig beschafften Mengen aus dem Spot- oder Near-Spot-Markt (Frontmonat) versorgten, sind gut gefahren bei Contango, aber bei Backwardation oder schnell nach oben gehenden Spotmarktpreisen sieht man alt aus. --Gunnar (Diskussion) 22:51, 9. Nov. 2022 (CET)Beantworten
So, der Abschnitt Spotmarkt im Artikel Stromhandel war für mich ein besserer Ausgangspunkt zur Klärung der Grundlagen. Seht gerne mal auf meine Änderungen dort, ob alle Details richtig erklärt sind.
Seltsam finde ich vor allem, was vorher schon unbelegt im Artikel stand: "Die Fixkosten spielen für die kurzfristige Produktionsentscheidung wie überhaupt für die Preisstellung an den Spot- und Terminmärkten keine Rolle." Daher dann Merit-Order - aber ich dachte (und so suggeriert es auch der hiesige Artikel), diese ist nur ein Angebot-Nachfrage-Modell bei Einheitspreisverfahren, also im Day-Ahead-Markt. Sonst muss ein Anbieter doch auch Fixkosten einkalkulieren. Bitte zu diesem strittigen Punkt nur mit Beleg antworten.
"Schnittpunkt von Angebots- und Nachfragekurve" schreibt meine neue Quelle EPEX SPOT (aus Einheitspreisverfahren übernommen), zeigt und beschreibt keine senkrechte Nachfragekurve: "All buyers who submitted volumes at a price higher than the MCP are executed for these volumes and pay the MCP" (market clearing price). Der hiesige Artikel schreibt aber von einer in der Regel preisunabhängig gedachten Nachfrage (senkrechte Linie). --Jwollbold (Diskussion) 00:41, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Fixkosten gehören zur Klasse der "sunk costs" (versunkenen Kosten), d.h. sie sind ausgabeninvariant und irrelevant für zukünftige Entscheidungsprozesse. Wenn Du ein Haus gekauft hast, was du 30 Jahr lang mit per Hypothek abbezahlen musst, dann kannst Du die Betriebskosten (Warm+Kaltmiete) nur noch über den variablen Anteil beeinflussen. Der Fixanteil wurde mit Kauf des Hauses festgelegt, welche die Abschreibungen bzw. Hypothekenraten festlegten. Diese Ausgaben sind sowieso da. Zum Nachlesen empfehle ich Dir https://scholar.google.de/ oder ähnliche Fachliteratur.
Die senkrechte Nachfragekurve ist eine Modell-Vereinfachung. Die Angebots- und Nachfragekurven an der EPEXspot beschreiben übrigens nicht den ganzen Verbrauch oder die Produktion, sondern nur den Teil, der kurzfristig noch zu handeln ist. Für die Analyse per Merit-Order spielt die Differenzierung nach Handelsort und Zeitpunkt (OTC vs Börse; Termin, Nearspot, Spot) keine Rolle, sondern da betrachtet man das "Big Picture". Im Börsenhandel sind ein Großteil der Käufer (und damit auch der Grund für elastische Nachfrage) Kraftwerksgesellschaften, die ihr Produktionsvolumen schon auf Termin verkauft haben und nun ggf. elektrische Energie zurückkaufen, weil es sie bei geänderten CO2-, Brennstoffpreisen etc. günstiger sein kann, sich am Markt für kleines Geld einzudecken und die eigene Produktion runterzufahren, um die Lieferverpflichtung zu decken. --Gunnar (Diskussion) 09:53, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Gunnar, danke für deine Korrekturen in genauer Fachsprache, die nur wenig unverständlicher ist als meine an Alltagssprache orientierten Formulierungen ;-). Nur vom Nicht-Bedienen einer Nachfrage steht in beiden Quellen nichts - im Gegenteil zeigt die Grafik bei windenergie.at eine "Total Customer Demand". Daher habe ich den entsprechenden Halbsatz herausgenommen. Die senkrechte Nachfragekurve ist offensichtlich eine gute Näherung der tatsächlichen Nachfragekurve. Jedenfalls habe ich noch nichts davon gelesen, dass eine Nachfrage wegen eines zu niedrigen Preisangebots nicht bedient bedient würde - du irgendwo? Machen die Käufer überhaupt eine preislich gebundene Nachfrage geltend (wie es epexspot.com allerdings beschreibt), oder melden sie nur einen Bedarf an? Sie brauchen doch den Strom, können nicht Endkunden kurzzeitig vom Netz abschalten, weil ihnen der Stromkauf zu teuer geworden ist. Gruß --Jwollbold (Diskussion) 16:27, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Jetzt erst sehe ich: Du hattest den Rückkauf von Energie als Grund für eine elastische Nachfrage genannt. Kannst du es - als ergänzende Bemerkung - belegt in den Artikel schreiben? --Jwollbold (Diskussion) 16:51, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Nein, das habe ich nicht gemeint. Du musst deutlich unterscheiden zwischen der Nachfrage (vs. Angebot) im Gesamtmarkt und der sichtbaren Kurve von Kaufangebote im Orderbuch einer Börse. Wenn ein Kraftwerk im Terminmarkt sich schon (mit moderatem Gewinn) auf Termin eine Basisvergütung gesichert hat, kann man das ganze optimieren, wenn man die Realoption eines Kraftwerks nutzt und bei sich veränderten Relationen von Brennstoff-, CO2-, Betriebskosten etc. und Erlösen die Mengen am Strommarkt einkauft und die Anlage runterfährt. [11] Die Nachfrage ist relativ unelastisch, aber die Kurven an den Strombörsen sehen das anders, weil der Markt über Termingeschäfte schon mit langfristigen "Abschlüssen" gesättigt ist. --Gunnar (Diskussion) 17:30, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Merit-Order spielt im Day-Ahead-Markt eine Rolle, nicht im Intraday-Handel.
Das Einheitspreisverfahren ist die regulatorische Ursache für die Preisbildung nach Merit-Order-Modell. "Merit-Order abschaffen" - wie plakativ, aber logisch falsch verschiedentlich gefordert wird - hieße Pay-as-Clear durch Pay-as-Bid ersetzen. Die ACER hatte das 2021 untersucht und negative Effekte erwartet, die z.B. durch einen Kapazitätsmechanismus aufgefangen werden könnten. Lösungen würden jedoch Preissteigerungen nach sich ziehen. Bei der neuen Quelle wienenergie.at ist das beschrieben, die Auswirkungen sind aber nicht wirklich begründet. Wir sollten eher den Abschluss des ACER-Assessment im April 2022 oder noch neuere Quellen auswerten. --Jwollbold (Diskussion) 20:48, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
@Jwollbold die Merit Order gilt auch im Intradayhandel: ein Kraftwerk produziert zusätzlich, wenn es sich lohnt, dass heißt, der Preis über Grenzkosten liegt.Pay-as-Bid führt zudem schönen Spiel: rate den Market-Clearing-Price. Große Anbieter werden darin sehr gut sein, kleine Anbieter können dann nicht mehr auskömmlich produzieren. --Arianndi (Diskussion) 21:24, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Ich sehe das das kritisch, dass hier im Artikel über die Merit-Order Dinge rein gemixt werden, die nicht primär da rein gehören, sondern nur indirekt etwas mit der Anwendung der Merit-Order zu tun haben. Eine Merit-Order (Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit = Kostenreihenfolge) gäbe es auch bei Price-as-Bid, dann wären die Gebote nicht auf Grenzkosten basiert, sondern man hätte einen Mix auf fix und variablen Kosten, sonst wären die Anbieter irgendwann pleite, wenn sie keinen Fixkostenanteile verdienen könnten. Das Bild 2-3 aus Nabe 2006, S. 39 wurde in veränderter Form vielfach wiederverwendet und es zeigt, wie sich die Struktur des Kraftwerksparks der Struktur der Restlast anpasst. Das funktioniert, weil das Einheitspreisverfahren einen Anreiz bietet, mit Grenzkosten zu bieten, und dann die Abrufhäufigkeit bestimmt, wieviel Deckungsbeitrag man erwirtschaften kann, was dann sagt, ob man sich (in der Anschaffung teure = sunk costs = CAPEX) Grundlastkraftwerke leisten kann oder nicht. Die Kostenstruktur (Ableitung der Hüllkurve der minimalen Vollkosten = Preisdauerlinie) kann man mit der Häufigkeitsverteilung der Restlast verketten und dann erhält man im Prinzip die Merit-Order. ([12] S. 9) Im Prinzip nur deswegen, weil die einmaligen An- und Abfahrkosten pro Schaltvorgang vernachlässigt sind und auch der Kraftwerkspark nicht sprunghaft auf eine optimale Struktur übergehen kann, sondern Kraftwerke Nutzungsdauern von 40+ Jahren haben. Der Merit-Order-Effekt ist eine (temporär) nicht optimal angepasste Kraftwerksstruktur mit einem Überhang an Grundlastkraftwerken (und Mittellastkraftwerken) die zu einer Umverteilung vom Erzeuger zum Verbraucher führen, weil häufiger niedrigere Preise am Markt sichtbar sind als sie im Gleichgewicht sein müssten.
Ich finde es komisch, dass in den letzten Monaten das Einheitspreisverfahren als Besonderheit und Abnormalität dargestellt wird, obwohl es das Normalste in liberalisierten Märkten ist. Alles andere wäre ein Preisregulierung nach dem Schema Kosten plus X - und davon sind wir vor 25 Jahren weg. Das einzige was stört, ist dass ein hoher Marktpreis nicht gleich zum Zubau von günstigeren Neuanlagen führt, weil das a) dauert und b) von einer hohen ökonomischen Hysterese gekennzeichnet ist. Versorgungssicherheit mit genügend gesicherter Leistung ist ein anderes Thema, aber dazu gibt es Kapazitätsmechanismen und es muss nicht per Merit Order bzw. dem Energy-Only-Markt garantiert werden. --Gunnar (Diskussion) 22:37, 12. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Gunnar, das ist mir am späten Abend zu kompliziert. Ich möchte auch keine BWL- und VWL-Grundkurse hier absolvieren, sondern Ergebnisse der Analysen von Fachleuten aus deren Quellen in den Artikel übernehmen.
Aber ich sehe jetzt, auch nach dem was Arianndi gestern 21:24 geschrieben hat, dass es "immer" eine Merit-Order gibt - die Frage ist welche. Das sollte aber mal grundlegend im Artikel definiert werden - so hätte ich mir viele Missverständnisse sparen können.
Dann müssten hier die Auswirkungen unterschiedlicher Merit-Orders bei Pay-as-Clear und Pay-as-Bid diskutiert werden, oder das meiste wird in die dortigen Artikel verschoben. Dass die Merit-Order "Verkaufsgebot = (annähernd) Grenzkosten" aber nur bei Pay-as-Clear gilt (also grundsätzlich im Day-Ahead-Handel?), müsste aber wieder aufgenommen werden, denn das ist indirekt durch den jetzt gelöschten expexspot-Artikel belegt. --Jwollbold (Diskussion) 23:33, 13. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Nein, nach dem ersten Satz des Artikels gilt: "Die Merit-Order (englisch für Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit) ist eine Anordnung der für einen Stromhandelsmarkt verfügbaren Kraftwerksleistung nach Grenzkosten.[1]" Sie spielt auch im Intraday-Handel eine orientierende Rolle (und ist notwendige Bedingung) für ein Verkaufsgebot. Der Punkt ist, ob ein gebotener Preis der Merit-Order entspricht oder noch einen Deckungsbeitrag enthält. --Jwollbold (Diskussion) 23:42, 13. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Der Wert eines Kraftwerks ergibt sich aus zwei Komponenten:
- dem Deckungsbeitrag, den es aus Stromerlösen minus Brennstoffkosten auf den Märkten aktuell erlösen kann
- dem Optionswert, dass es seine Fahrweise jederzeit ändern kann (siehe Realoption)
Je weiter die Lieferung entfernt ist, desto höher der Optionswert.
Ein Kraftwerksbetreiber kann seine Fahrweise und seinen Deckungsbeitrag jederzeit auf dem Terminmarkt fixieren, indem er Gas auf dem Terminmarkt kauft und den daraus erzeugten Strom auf dem Terminmarkt verkauft. Das wird er lange voraus jedoch nur dann tun, wenn der abgesicherte Deckungsbeitrag (Gewinn) positiv ist und den Erwartungen des Kraftwerksbetreibers entspricht (hier spielt die erwartete künftige Entwicklung der Terminmärkte eine große Rolle -> Optionswert). Weiterhin kann er diese Geschäfte jederzeit rückgängig machen, indem er den Strom wieder zurückkauft und das Gas wieder verkauft. So kann er aus jeder Änderung des Strom-Gas-Spreads Gewinn machen (siehe Spark-Spread und Kraftwerkseinsatzoptimierung). Dieser Gewinn entsteht aus der Option, die Kraftwerksfahrweise jederzeit zu ändern.
Je unmittelbarer die Lieferung bevorsteht, desto mehr kann der Optionswert vernachlässigt werden und es spielt nur noch der erste Punkt eine Rolle. Hier sind - bei vollständiger Konkurrenz - die Kraftwerke Preisnehmer (ökonomisch Price-Taker-Market) und verkaufen, wann immer sie einen Deckungsbeitrag erzielen (auch wenn dieser nicht die Fixkosten deckt). Die Angebotskurve kann dann gut durch die Merit-Order erklärt werden.
Das führt tendenziell dazu, dass Preise auf dem Terminmarkt höher sind, was in der Vergangenheit auch gut zu beobachten war. Theoretisch sollte ein systematischer Effekt dieser Art durch Spekulation aufgelöst werden. Durch den großflächigen Austritt der Banken als Marktteilnehmer aus den Energiemärkten gibt es jedoch nicht mehr genug Spekulanten am Markt. --Arianndi (Diskussion) 08:22, 14. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Wenn Dir das am Abend zu kompliziert ist, dann schlaf dich aus und lies es am Morgen noch mal wieder. Was ich sagen will ist: du tust dem Artikel keinen Gefallen, wenn du einzelne Bruchstücke aus Zitaten hier einbaust, ohne das große Ganze in Ansätzen verstanden zu haben. Die Merit-Order ist wie im ersten Satz erläutert erstmal nur die Einsatzreihenfolge nach variablen Kosten. Das hat Relevanz für den Markt, aber auch vor der Einführung eines liberalisierten Elektriziätsmarktes und Strombörsen hat ein EVU seine Kraftwerke nach diesem Schema dispatcht: die billigen zuerst, die teuren später. So eine Merit-Order gibt es auch bei anderen Märkte, wie z.B. die Aufreihung von verschiedenen Ölquellen bzw. Förderregionen: Deutsche Bank: The Peak Oil Market – Price dynamics at the end of the oil age, 2009 Figure 68: Cash cost of oil production, S. 51 [13] --Gunnar (Diskussion) 09:24, 14. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Gunnar, ich denke schon, dass ich die Grundlagen jetzt verstanden habe, die hier zum Teil ohne direktes Ziel einer Artikelverbesserung immer wiederholt werden. Ich stelle quellenbasierte Fragen, die noch nicht quellenbasiert beantwortet sind. So sind meine beiden rückgängig gemachten Ergänzungen (am Anfang dieses Disk-Abschnitts beschrieben) noch nicht widerlegt oder genauer formuliert.
Zu Punkt 1. genauer: Es geht nicht darum, ob die Merit-Order am Intraday-Markt (Price-as-Bid) irgendeine Rolle spielt, sondern ob Angebote ohne nennenswerten Aufschlag von Fixkosten nach Merit-Order gemacht werden. --Jwollbold (Diskussion) 13:58, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Wir sind auf den Diskussionsseiten, nicht beim Artikel selbst, wo man um jedes Wort ringen sollte, damit die Nutzlast präzise und mit hoher Effizienz an den Leser übertragen wird. Du hast Dich als erfahrener Wikipedia-Nutzer präsentiert, allerdings mit noch wenig Sachkenntnis zu diesem Thema - ich vermute, Du bis durch die verschiedenen Presseartikel, die den Begriff Merit-Order genutzt haben, auf das Lemma gestoßen. Für mich bedeutet dies, dass Du Dich ins Thema noch einlesen musst bzw. willst. Daher habe ich mir die Mühe gemacht, einige Grundlagen zu erläutern, die in dieser Länglichkeit nicht unbedingt in den Artikel gehören, sondern deiner persönlichen Weiterbildung dienen. Bitte nimm es mir nicht übel, wenn ich dich anders behandle als einen Newbie.
Die Behauptung deinerseits, dass die Merit-Order nur die DA-Handel umfasst ist einfach falsch, weil damit nur ein bestimmtes Zeitfenster herausgegriffen wird (was ist mit ID?) und viel wichtiger, die Merit-Order eigentlich den gesamten Kraftwerkspark umfassst und nicht nur den Teil, der mit einem Handelsgeschäft an der Börse aktiv wird. Der Day-Ahead- und Intra-Day-Handel ist dazu da, Abweichungen von den Annahmen (beim Verbrauch, aber auch bei der nicht-disponiblen Erzeugung) auszugleichen und damit den Bilanzkreis (= Stromkonto) glattzustellen, den man schon vorher mit Termingeschäften größtenteils gefüllt hat. Das Preisbildungsmodell, welches die Merit-Order nutzt, Preis(t) = Merit-Order(Restlast(t)), ist zudem nur ein Modell, das von seinen Vereinfachungen lebt und daher auch ungenau ist. Die einmaligen An- und Abfahrkosten, sind z.B. darin nicht drin, die als ökonomische Hysterese dafür sorgen, dass z.B. Grundlastkraftwerk aufgrund der hohen Wiederanfahrkosten sich davor scheuen, nur für ein paar Stunden ganz runter zu fahren. Das hat alles nichts mit der Merit-Order zu tun, soll Dir aber helfen, ein Grundverständnis für den Elektrizitätsmarkt aufzubauen. Das EWI-Tool zur Merit-Order [14] beschreibt den gesamten Kraftwerkspark und ist ganz simpel eine aufsteigend sortierte Folge von variablen Kosten von disponiblen Kraftwerken. --Gunnar (Diskussion) 15:13, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Gunnar, danke für deine wiederholten Erklärungen. Aber ich will mich nicht hier auf der Diskussionsseite bilden, sondern durch Artikelarbeit - ein enzyklopädischer Artikel bringt die Sache auf den Punkt. Bitte korrigiere doch den von dir zurückgesetzten Edit mit einer neuen Quelle oder durch eine neue, genauere Formulierung. Sonst drehen wir uns hier im Kreis. Schönen Abend! --Jwollbold (Diskussion) 18:39, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Merit-Order für einen bestimmten Kraftwerkspark zum Zeitpunkt t Du bildest Dich üblicherweise nicht durch Artikelarbeit, sondern durch Quellenarbeit (lesen und damit arbeiten). Der zurückgesetzte Edit war schlicht falsch, bitte schau Dir mal das oben zitierte EWI-Tool an, oder auch das Schema von der Hauptseite. Zudem darf ich Dich daran erinnern, dass es auch Quellen gibt, die einen Zusammenhang unvollständig, schlecht erklärt oder gar falsch widergeben. Nur weil 1+1=3 schwarz auf weiss in der Zeitung steht, heisst es nicht, dass dies korrekt ist. --Gunnar (Diskussion) 18:54, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
(nach BK): Nach meiner Quelle spielt die Merit-Order z.B. eine andere Rolle im Day-Ahead- als im Intraday-Markt. Das sollte irgendwo im Artikel deutlich werden. Auch die ebenfalls belegte Kopplung an das Einheitspreisverfahren. Das ist doch eine zentrale Information: Will man mit der Merit-Order zusammenhängende hohe Strompreise senken, kann man das Einheitspreisverfahren verändern (Gas herausnehmen) oder ganz abschaffen. Das hat dann wieder Nachteile, die im Artikel ebenfalls deutlich werden sollten, zumindest ansatzweise. --Jwollbold (Diskussion) 19:02, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Ein Artikel über die Merit-Order ist etwas anderes als ein Artikel über die Organisation des (deutschen) Elektrizitätshandels. Das Einheitspreisverfahren hat direkt nichts mit der Merit-Order tun tun. Und wir sollten auch kein Diskussionspapier entstehen lassen, wie man die hohen Strompreise senken kann: das geht am besten, indem man die Gaspreise senkt. Das hat aber auch nichts mit der Merit-Order als solcher zu tun. --Gunnar (Diskussion) 13:11, 17. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Wir sollten aber das Verhältnis von Angeboten nach Merit-Order und dem Einheitspreisverfahren klären. Im Moment steht letzeres - für mich immer noch unverständlich - in der Artikeleinleitung beziehungslos in Klammern. Außerdem bleibt offen, ob im kurzfristigen Stromhandel perfekter Wettbewerb herrscht. Beruht die Modell-Vereinfachung nur darauf, dass Wettbewerb nie perfekt ist?
So langsam habt ihr mich davon überzeugt, dass Angebote nach Merit-Order nicht an Pay-as-Clear liegen. Ihr betreibt aber immer noch Theoriefindung auf hohem Niveau. Denn der neue Kronzeuge Bundeskartellamt schreibt (nach dem, was ich gelesen habe) nicht, dass am kurzfristigen Strommarkt tatsächlich perfekter Wettbewerb herrscht. S.38 immerhin: "Zwar gilt auf Strommärkten grundsätzlich auch die ökonomische Gesetzmäßigkeit, wonach bei vollkommenem Wettbewerb der Preis den Grenzkosten entspricht, allerdings sind bei der Erzeugung und dem Handel von Strom eine Reihe von Spezifika zu beachten." Und ist auf S. 56f. mit "aufgrund des Gesetzes eines einheitlichen Marktpreises" ein vom Preisbildungsverfahren unabhängiges Marktgesetz gemeint, oder die Marktregulation Einheitspreisverfahren? Ich nehme an ersteres.
Dennoch ist bisher unwiderlegt Grafik 1 aus wienernergie.at: Sie zeigt, dass bei Pay-as-Bid die Angebotsreihenfolge geradezu auf den Kopf gestellt werden kann und die Erneuerbaren wegen zu hoher Angebote überhaupt keinen Zuschlag mehr bekommen könnten (Okay, wie eben klargestellt unterliegen sie wegen Einspeisevorrang gar nicht dem Wettbewerb.) Explizit: "Das Preissetzungsprinzip in einem Pay-as-Clear Verfahren bietet erneuerbaren Technologien grundsätzlich relativ höhere Deckungsbeiträge (i.e. Differenz Grenzkosten vs. Zuschlagspreis) und ist für die Deckung von ihren Investitionskosten vorteilhafter." --Jwollbold (Diskussion) 00:17, 19. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Zum Adjektiv "perfekt": Ja, perfekte Märkte, perfekter Wettbewerbt etc. gibt es in der Realität nicht. Das sind Modellannahmen, damit man mathematische Modelle mit einfacher algebraischer Struktur erstmal so aufstellen kann. --Gunnar (Diskussion) 15:16, 20. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Zur Theorienfindung auf hohen Niveau: Es ist keine Theorienfindung, wenn man ein breites Domänenwissen hat und sich deswegen nicht auf eine einzelne Veröffentlichung stützt. Dass wäre so ähnlich, wie ein Artikel über den Ukrainekrieg, der sich nur auf die Veröffentlichungen der westlichen Qualitätspresse seit Februar 2022 stützt und vergisst, dass der Konflikt schon seit 2014 äh nein 2008 äh nein Mitte der '90er gärt, vgl. Stephen Cohen --Gunnar (Diskussion) 15:46, 20. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Zum Einspeisevorrang: Das ist eine gesetzliche Regel, die über verschiedene Zusatzregeln wie zum Einspeisemangement und dem Redispatch abgemildert wurde, die aber auch schon alleine aufgrund der wirtschaftlichen Grundbedingungen (sehr niedriger OPEX bei Wind und Solar selbst im Vergleich zu Kernkraft und Braunkohle) einen Vorrang geben ergibt. Wichtig ist nicht der Einspeisevorrang, sondern die risikoarme Refinanzierung der Investition (= geringe Zinskosten, d.h. man gibt das Geld für Anlagentechnik und nicht überflüssige Finanzdienstleistungen aus). --Gunnar (Diskussion) 15:52, 20. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Zu Pay-as-Bid: Wie Arianndi weiter unten schrieb, ist bei Pay-as-Bid es wesentlich, dass man den neuen "Marktpreis" (es ist ja ein Grenzpreis, der die Zuschläge von den nichterfolgreichen Angeboten trennt, und kein Preis, der für den ganzen Markt gilt) gut schätzen kann, weil er zweierlei Auswirkungen hat: a) Entscheidung über Zuschlag ja/nein b) Entscheidung über den Geldfluss. Bei Pay-as-Clear hat man bei b in transparenten Märkten die kollektive Entscheidung über einen "fairen" Marktpreis, den alle erhalten. Transparent bedeutet, dass man erwarten kann, dass Marktteilnehmer grob mit ihren Grenzkosten bieten, bei Pay-as-Bid kommt die spekulative Komponente dazu: wenn ich niedrigen OPEX habe, muss ich selber dafür sorgen, dass ich einen hohen DB erhalten, d.h. ich kann es mir nicht erlauben, nur grenzkostenbasierte Gebote abzuliefern, weil dann die Bank nach 20 Jahren immer noch viel Geld haben will. Das gilt auch für das "Grenz"kraftwerk und wenn die Preisschätzung der anderen zuverlässig ist, wird man nicht viel unter diesem Erwartungswert für dieses Kraftwerks bleiben. Bei Misskalkulationen wird es dazu führen, dass Kraftwerke mit niedrigem OPEX abschalten und solche mit höheren Grenzkosten laufen müssen - das spricht für ein höheres Risiko einer volkswirtschaftlichen Fehlallokation. --Gunnar (Diskussion) 16:09, 20. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Nochmal Wienenergie: "Als Alternativvariante zum oben beschriebenen Pay-as-Clear-Modell betrachtet ACER das Pay-as-Bid- oder Gebotspreismodell, bei dem die bezuschlagten Kraftwerksanbieter die explizit gebotenen Preise vergütet bekommen. Der resultierende Marktpreis ergibt sich dann durch Mittelung aller bezuschlagten Gebote. Die Abbildung unten zeigt die Marktpreisbildung der beiden Auktionsvarianten im Vergleich." Der Punkt ist wohl der Unterschied zwischen den Dimensionen
einzelne Angebote - Zuschlag: Bei Pay-as-Bid werden eben nicht einzelne Angebote nach Grenzkosten gemacht. Der Satz in der Einleitung stimmt dann nur für Pay-as-Clear oder als Durchschnittsangebot im breiten Portfolio eines Stromanbieters: "Unter solchen Bedingungen ist es für Anbieter rational, ihre Erzeugungskapazitäten zu den jeweiligen Grenzkosten anzubieten."
resultierender Marktpreis: Er könnte bei beiden Gebotsverfahren gleich sein und durch die Merit-Order bestimmt sein. Das müssten wir aber noch explizit belegen.
Für mich außerdem offen: Wo wirkt sich der Marktpreis aus? Einzelne Vermarkter etwa eines Windparks bekommen ihn bei Pay-as-Bid nur, wenn sie schlau bieten und Glück haben. Wird er bei kurzfristigen OTC-Geschäften gezahlt? Zahlen ihn Stromversorger, die Strom zurückkaufen? --Jwollbold (Diskussion) 10:39, 19. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Tut mir leid, aber das wäre im Deutschunterricht bei einer Aufsatzbewertung mit "setzen sechs, Thema verfehlt" zu bewerten. Hier in diesem Lemma geht es um eine Erläuterung, was die Merit-Order ist. Mathematisch gesprochen ist es die Abbildung von Restlast auf variable Kosten. That's it. Und das ist nur eine Modellvorstellung, die in der Realität einen Tick anders aussieht, aber sie soll auch nur ein generelles Grundverständnis vermitteln. Deine ganzen Überlegungen zum Thema pay-as-bid vs. pay-as-cleared, verschiedene Marktmodelle mit und ohne EEG-Einfluss mögen zwar faszinierend sein, aber schreibs doch auf und reiche es in einer Fachzeitschrift ein, die gerne transdisziplinären Arbeiten veröffentlicht. --Gunnar (Diskussion) 17:24, 19. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Es ist alles belegt einschließlich des Begriffs "Merit-Order-Prinzip" (was eben hier erlütert werden sollte), und das Thema "Gaspreisschock" stand schon lange im Artikel. Das finde ich jetzt besser erklärt - darum ging es mir in diesem ganzen langen Haupt-Diskussionsabschnitt. Die Einleitung ist, wie oben gescchrieben, jetzt noch ziemich missverständlich. Über alles diskutiere ich aber nur noch auf Beleg-Grundlage - schreibt am besten alle besseren Erklärungen oder auch Kürzungen direkt in den Artikel! --Jwollbold (Diskussion) 18:38, 19. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Zuerst ein Kommentar zur Quellenarbeit: Es ist m.E. vermessen zu glauben, nur weil man eine Quelle gefunden hat, die etwas wiedergibt, es auch der Realität entspricht. Am Beispiel mit dem Bundeskartellamt darf man nicht vergessen, dass diese Behörde genauso wie andere Akteure eine gewisse Agenda verfolgt. So hat das Kartellamt in den letzten Jahren regelmäßig gegen das EEG gewettert, es sei zu teuer. Ich frage mich, ob die dortigen Experten das immer noch so sehen, oder ob man nicht ganz froh sein kann, dass wenn der Wind weht oder die Sonne scheint, die Strompreise in Zaum gehalten werden können. Die Einführung der Ausschreibungsmodelle beim Wind waren sicherlich dafür verantwortlich, dass die komplexeren Vorarbeiten dazu geführt haben, dass kleinere Akteure die Lust verloren haben und gewisse Potentiale nicht genutzt wurden. Das hat wenig mit dem Lemma zu tun, soll aber die generelle Einsicht vermitteln, dass man sich mehrere Sichtweisen auf das große Ganze anschauen sollte und nicht nur eine Quelle als das alleinig Seeligmachende ansehen darf. Mit ein wenig Erfahrung kann man recht gut abschätzen, welcher Teil der Aussagen Stand von Wissenschaft und Technik ist und was eine Einschätzung ist, die erst noch von anderen im Sinne eines wissenschaftlichen Konsens übernommen werden muss.
Dann sollte man immer aufs Datum schauen. Der Bericht des Kartellamts ist von 2011. Das EEG ändert sich regelmäßig und insbesondere in den Vergütungs- und Vermarktungsmodellen hat sich enorm viel getan. Die Clearingstelle EEG/KWK bietet eine Übersicht über die verschiedenen Versionen. Daher ist es nur historisch relevant, was das Kartellamt vor über 10 Jahren zu den Auswirkungen der EE-Einspeisungen auf den Strommarkt gesagt hat. Es hat null Relevanz für die heutige Situation und - ich wiederhole mich - ist auch Off-Topic für das Lemma, was nicht die Welt erklären soll, sondern in überschaubarer Lesezeit den Begriff der Merit-Order.
"Von diesem Wettbewerb ausgenommen sind die erneuerbaren Energien. Aufgrund gesetzlicher Verpflichtung müssen die gesamten produzierten Mengen preisunabhängig an der Strombörse angeboten werden. In das Merit-Order-Modell gehen sie daher „mit fiktiven Grenzkosten gleich Null“ ein." Das ist schlicht falsch. Zum einen gibt es erneuerbare Energien, die nicht per EEG gefördert werden und genauso wie andere Erzeugungsanlagen im Markt konkurrieren. Laufwasserkraft ist so ein Beispiel. Gleiches gilt für Anlagen, die mittlerweile aus der Förderung rausgefallen sind. Biogas gehört zu den erneuerbaren Energien und hat signifikante Grenzkosten über null. Aber selbst Windenergie braucht Wartungskosten und ich setze die Wartungspauschale immer bei 5-10 €/MWh an. Sogar PV-Anlagen haben variable Kosten: Großanlagen werden von Dienstleistern überwacht und man rechnet üblicherweise per Pauschale auf die erzeugte elektrische Energie ab. Zusätzlich gibt es den physikalischen Effekt, dass eine warme Leistungselektronik höhere Ausfallraten hat, weil heiße Kondensatoren schneller austrocknen. Das ist zwar alles sehr wenig, aber auch bei der PV gilt: umsonst ist der Betrieb nicht.
"schreibt am besten alle besseren Erklärungen oder auch Kürzungen direkt in den Artikel!" - Diskussionsseiten wie diese hier dienen dem Austausch zum Artikelinhalt und insbesondere bei Unstimmigkeiten zur Klärung. Wenn Du Schwächen siehst oder selber Verständnisschwierigkeiten hast bzw. Verbesserungsvorschläge einbringen willst, dann solltest Du diese erstmal hier äussern. Ich persönlich finde trotz allem gutgemeinten Eifers Verschlimmbesserungen nicht zielführend. --Gunnar (Diskussion) 19:32, 19. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Bei Pay-as-Bid fahre ich am besten, wenn es mir gelingt, den Market-Clearing-Preis zu raten. Biete ich billiger, kriege ich weniger, als drin gewesen wäre. Biete ich teurer, komme ich nicht zum Zug, es sei denn die anderen verzocken sich noch mehr.
Man versucht immer, Märkte möglichst transparent zu organisieren, so dass profitables Insiderwissen erst gar nicht entsteht. Pay-as-Bid ist eine Methode zur Maximierung von Gewinnen aus Informationsvorteilen.
Generell geht man jedoch in der Volkswirtschaft immer davon aus, dass sich der Preis beim Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage einstellt. Dabei lässt man Verzerrungen, die sich aus der Ungleichverteilung von Informationen ergeben, außen vor, da ihre Wirkung sich schwer einschätzen lässt. Wenn alle Marktteilnehmer Nachfrage und Kostensituation und Produktionsrestriktionen aller anderen Marktteilnehmer genau kennen, ergibt sich bei Pay-as-Bid derselbe Preis wie bei Pay-as-Clear. Pay-as-Clear hat den Vorteil, dass das Verfahren Transparenz schafft, da für die Bieter kein Nachteil entsteht, wenn sie zu Grenzkosten bieten (und damit ihre Grenzkosten für die Preisfindung indirekt offen legen).
Pay-as-Clear gilt streng genommen in der EPEX-SPOT-Auktion der Börse. Argumentationen zur Preisbildung lassen sich aber auf den Gesamtmarkt übertragen. Das folgt aus dem Grundsatz der Arbitragefreiheit: Könnte man im Terminhandel den Strom grundsätzlich billiger kaufen, würden zahlreiche Marktteilnehmer auf die Idee kommen, Strom auf Termin zu kaufen und am Spotmarkt wieder zu verkaufen und daraus Gewinn zu machen. Dasselbe gilt für Börsen- und OTC-Handel: Fast alle Händler haben beide Marktplätze auf ihren Bildschirmen offen und sind jederzeit bereit, auf der einen Seite zu kaufen und auf der anderen Seite zu verkaufen, wenn sich da eine Preisdifferenz zeigt.
Wie schon mehrfach gesagt, gehört das aber nicht in diesen Artikel und auch nicht in den Artikel Stromhandel. Das sind allgemeine Eigenschaften von Handelsmärkten. --Arianndi (Diskussion) 19:49, 19. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Zu den OTC-Märkten sagt eine diesbezügliche Studie des Fraunhoferinstitutes:
Für die Untersuchung wurden zusätzlich Daten über die Börsenstrompreisentwicklung der European Energy Exchange herangezogen. Diese umfassen sowohl die als Spotpreise bezeichneten Day-Ahead-Preisreihen als auch Zeitreihen über die Terminkontrakte. Diese Zeitreihen werden als Referenz herangezogen. Datenzeitreihen über den außerbörslichen Handel wurden aufgrund der problematischen Datenverfügbarkeit nicht betrachtet. Jedoch orientiert sich der außerbörsliche Handel an börslichen Transaktionen, da ansonsten Arbitragemöglichkeiten bestünden.
Zum außerbörslichen OTC-Handel darf erwähnt werden, dass oftmals dort keine eigene, autonome Preisfindung stattfinden, sondern viele Geschäfte aus Gründen der Arbitragefreiheit bzw. -minimierung mit Referenz zum Leitmarkt abgeschlossen werden, z.B. Spotmarktpreis +X. Daher legt die Börse auch hohen Wert darauf, dass der von ihr publizierte Wert als führender Indikator akzeptiert wird, auch indem man dort extern abgeschlossene OTC-Geschäfte registrieren kann. Auf diese Weise interpretiere ich bei der EXX die Anzeige von "Volume Trade Registration" neben "Volume Exchange" in den Graphiken zum Settlement-Preis (Abrechnungspreis), siehe auch Verfahren zur Feststellung von Abrechnungspreisen, v 5.17 [15], das zur Preisfestlegung - bei Terminbörsen für den Margin Call auch bei Null-Umsätzen notwendig - auch externe Informationenen nutzen kann. --Gunnar (Diskussion) 15:08, 20. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Gunnar (und andere?), danke für die letzten Klarstellungen und Ergänzungen im Artikel. Jetzt ist mir nur noch die Einleitung unklar, d.h. die Angebote nach Grenzkosten, die laut Bundeskartellamt 2011 ohne Einschränkung auf das Einheitspreisverfahren gemacht werden. Wie schon bemerkt, kann diese alte Quelle nicht ohne weiteres auf heute übertragen werden. Es ist auch sprachlich unklar, ob sich der entsprechende Absatz auf Pay-as-Clear bezieht. Meiner Meinung nach gehört das in einen Kritik-Abschnitt und müsste auch aktuell belegt werden (Acer-Studie? Sie sehe ich mir jedenfalls in den nächsten Tagen darauf hin an.)
Ich schlage vor, dass in der Einleitung nur der offensichtliche Bezug der Grenzkosten-Angebote auf das Einheitspreisverfahren steht und evtl. ein Hinweis, dass die Geltung dieses Prinzips auch für andere Marktdesigns diskutiert wird. Oder nochmal: Nicht für die einzelnen Angebote, sondern für den resultierenden Marktpreis: Schnittpunkt Nachfrage und Merit-Order-Angebote. --Jwollbold (Diskussion) 17:38, 22. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Wenn von einem "Marktpreis" gesprochen wird, wie kann man dann nicht von einem Einheitspreis ausgehen? Bei Pay-as-Bid wie würde ein solcher Marktpreis definiert werden - als Marktpreis, den nicht jeder Marktteilnehmer erhält?
Warum sollte in der Einleitung des Artikels "Merit-Order" das Einheitspreisverfahren diskutiert werden und warum es gilt oder nicht gelten sollte? Die Merit-Order ist eine nach Grenzkosten aufsteigende Sortierung von Erzeugungsanlagen der gesicherten Kraftwerksparks, d.h. eine Zuordnung von Restlast nach variablen Kosten. Man kann sicherlich auch eine Merit-Order der Verbraucher nach Grenznutzen (= Zahlungsbereitschaft) definieren, aber das Einheitspreisverfahren oder nicht hat keine größere Relevanz zum Verständnis der Merit-Order. --Gunnar (Diskussion) 17:39, 24. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Gunnar, man muss bei Pay-as-Bid offensichtlich zwischen dem Preis unterscheiden, den ein Anbieter für ein einzelnes Kraftwerk erhält, und einem sich "am Ende des Tages" (nein, einer Stunde) herausbildenden Marktpreis. Wo auch immer der gezahlt wird (OTP? Für das Grenzkraftwerk? Für den am besten pokernden Anbieter?).
Natürlich hat das Einheitspreisverfahren etwas mit der Merit-Order zu tun. Jeder versteht: Wenn das teuerste zur Nachfragedeckung notwendige Kraftwerk den Tagespreis bestimmt, wirken sich Gaspreis-Steigerungen wie im August dramatisch auf den Strompreis aus. Dass das ähnlich bei Pay-as-Bid gelten würde, ist ziemlich subtile marktwirtschaftliche Theorie, die ich so langsam verstehe. Das sollte in einem anderen Abschnitt kurz und gut belegt erklärt werden, z.B. bei "Gaspreisschock".
@Jwollbold Volkswirtschaftliches Verständnis ist immer nötig. Tatsächlich wird der prognostizierte Kraftwerkseinsatzfahrplan ein oder mehrere Jahre vorher auf den Terminmärkten verkauft. Ebenso kaufen die Stadtwerke ihren erwarteten Absatzlastgang ein oder mehrere Jahre vorher auf den Terminmärkten ein. Die EPEX Spot Dayahead Auktion, in der ein im Idealfall europaweit einheitlicher Marktpreis für die 24 Stunden des Folgetages gefunden wird, ist ein Ausgleichsmarkt für unerwartete Mengenänderungen. Um zu argumentieren, dass man grobe Preiseffekte erklären kann, indem man so tut, als würde in jeder Stunde die gesamte Nachfrage in einer einseitigen Auktion nach dem Einheitspreisverfahren gegen eine stündliche Angebotskurve gestellt, die sich als der Größe nach geordnete Grenzkosten darstellen lässt, erfordert immer ein paar Überlegungen.
die erste ist: egal, was auf den Märkten passiert, wenn der Strom nicht ausfallen soll, müssen die Kraftwerke genau so fahren, dass die gesamte Nachfrage exakt gedeckt ist.
die zweite ist: der Spotpreis bestimmt die tatsächliche Fahrweise der Kraftwerke. Das liegt daran, dass ein Kraftwerk jeden Tag am Spotmarkt eine oft als Make-or-Buy zusammengefasste Entscheidung trifft. Hat das Kraftwerk seinen erzeugten Strom bereits zu auskömmlichem Preis am Terminmarkt verkauft, am Spotmarkt ergibt sich aber ein Preis unter Grenzkosten (d.h. unter Erzeugungskosten), dann ist es für das Kraftwerk sinnvoll, den Strom nicht zu produzieren und stattdessen am Spotmarkt (zurück) zu kaufen. Hat es auf Basis der Terminpreise ursprünglich entschieden zu stehen und nichts verkauft, wird es trotzdem spontan entscheiden zu fahren und Geld zu verdienen, wenn es sich auf Basis der Spotpreise lohnt (siehe Kraftwerkseinsatzoptimierung). Somit muss der Spotpreis genau so hoch sein, dass er die Grenzkosten der benötigten Kraftwerke deckt.
die dritte Vereinfachung ist die Darstellung der Grenzkosten / variablen Kosten der Kraftwerke auf stündlicher Basis. Dabei werden bei vielen Studien die beim An- und Abfahren entstehenden Kosten auf den Zeitraum, den das Kraftwerk fährt oder bietet umgelegt. Tatsächlich stellen die Kraftwerke Blockgebote und es ist durchaus möglich, dass sie in einigen Stunden nichts verdienen oder gar negative Preise in Kauf nehmen, aber die Kosten für den Block dann in einer einzigen teuren und knappen Stunde innerhalb des Blocks wieder hereinholen.
Fazit: Der Verweis auf ein Einheitsverfahren ist hier fehl am Platz, weil das Modell keine direkte Nachbildung der Marktprozesse ist. Dass es trotzdem grobe Preiseffekte auf den Märkten erklären kann, liegt an obigen Argumenten, die Güte des Modells wurde aber in einigen Studien auch gegen tatsächlich entstandene Marktpreise gemessen. Die erste Studie vom Fraunhofer-Institut zeigt allerdings keine überragende Güte des Modells mit einer Korrelation von tatsächlichen und modellierten Marktpreisen von 66% und einer deutlichen Unterschätzung der Marktpreise und keiner Erklärung von Spitzenpreisen (was meines Erachtens nicht wie behauptet an Marktmacht, sondern an obigem dritten Anstrich liegt.) --Arianndi (Diskussion) 13:03, 26. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Was Arianndi bei der Löschung des Einheitspreisverfahrens aus der Einleitung schreibt, ist den meisten Leserinnen nicht geläufig. Und dass Preisnehmer den Marktpreis akzeptieren, kann man hinnehmen. Aber "Unter solchen Bedingungen ist es für Anbieter rational, ihre Erzeugungskapazitäten zu den jeweiligen Grenzkosten anzubieten"? Also oft unter Marktpreis anzubieten, so dass man fast nichts verdient? Da wird eben doch das Einheitspreisverfahren vorausgesetzt!
Okay, wenn ich die Einleitung jetzt lese, ist sie bis auf diese Ausnahme konsistent, und man rätselt nicht über die Bedeutung von Pay-as-Clear. Es sind aber nur unbegründete Behauptungen, die man schlucken oder mühsam in den Quellen nachlesen muss (und ich denke auch da nicht wirklich begründet, da viel Ökonomie-Wissen voraussetzend).
Es würde mich freuen, wenn ihr den Artikel gründlich auf - abgesehen von ein paar Wikilinks - unabhängige, schnelle Verständlichkeit überprüfen und ändern würdet. Dabei mache ich gerne mit. Das scheint aber hier nicht so richtig das Ziel zu sein. Dann schreibe ich auf meiner Diskussionsseite - auch wenn es ein paar Ungenauigkeiten enthalten sollte - mal zusammen, was mich an dem Thema interessiert und was ich brauche. Vielleicht könnte das dann doch Anregung zu ein paar OMA-Formulierungen hier geben. --Jwollbold (Diskussion) 21:31, 25. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Es ist schon das Ziel, den Artikel zu verbessern, sowohl was den Inhalt als auch die Verständlichkeit des Inhalts betrifft. Das sollte aber dann am besten erst hier besprochen und diskutiert werden, insbesondere, wenn Du von Dir selbst behauptest, dass Du erst vor kurzem Dich in das Thema eingeladen hast. Bitte reflektiere selbstkritisch den Unterschied zwischen gutgemeint und gutgemacht. Nach wie vor ist meine Bitte, den umseitigen Artikel nicht zum Assoziationsblaster zum Schlagwort "Merit-Order" aufzublähen: nicht alles, was in der Tagespresse (ungleich Fachveröffentlichung, die ja auch diskutabel sind) in dem Umfeld erwähnt wird, muss hier Erwähnung finden, insbesondere weil einiges wiedergekäut falsch ist und anderes nur am Rande in einen enzyklopädischen Artikel zur Merit-Order reingehört. --Gunnar (Diskussion) 00:07, 27. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Arianndi, danke nochmals für deinen Diskussionsbeitrag vom 26.11. und deine langen, verständlichen Erklärungen zu Modell und Wirklichkeit vom 27.11. Ich habe ergänzt - durch ACER belegt, daher der Einfachheit halber hoffentlch direkt im Artikel erlaubt, Gunnar -, dass das Modell ja auch einen Ansatzpunkt in der Preisbildungsmethode des Pay-as-Clear hat.
Wirklich Klick gemacht hat es aber bei mir, als ich in der Einleitung eine belegte Lösung gefunden habe, wie die Unabhängigkeit des Merit-Order-Modells vom Preisbildungsverfahren mit den mir immer unverständlichen "Angeboten nach Grenzkosten" verbunden werden kann: Nicht der Angebotspreis orientiert sich in beiden Verfahren an den Grenzkosten, sondern das "ob" eines Angebots!
Sorry, ich wundere mich, wie du hier auf zwei verschiedenen Tagesauktionen kommen konntest. Es gibt nur die EPEX Spot Dayahead Auktion. Das ist die einzige Auktion im Stromhandel. Und sie funktioniert genau, wie in ihrem eigenen Artikel beschrieben. Als Mathematiker müsstest du den ja lesen können. Dort treffen Käufer und Verkäufer mit ihren kurzfristigen Mengenänderungen aufeinander. Alle Marktteilnehmer stehen dort regelmäßig sowohl auf der Kauf- als auch auf der Verkaufsseite. Es werden dann markträumende Preise für die 24 Stunden des Folgetages ermittelt. Wie steht in dem betreffenden Artikel.
Das Einheitsverfahren (Pay-as-Clear) ist eine Methode für einseitige Auktionen, d.h. ich stelle mir vor, ich möchte die gesamte Stromnachfrage für die Stunde 8 kaufen. Dann bezuschlage ich alle Angebote geordnet nach den Angebotspreisen beginnend mit dem billigsten bis die Nachfrage gedeckt ist. Danach werden alle bezuschlagten Angebote zum teuersten noch bezuschlagten Angebotspreis abgerechnet.
Das Einheitspreisverfahren (Gesamtnachfrage gegen Meritorder) ist aber nicht, was tatsächlich passiert, sondern nur ein Modell zur Erklärung/Modellierung der Preise, die an der EPEX Spot Auktion entstehen.
Die Kraftwerksbetreiber stellen ihre Angebote zu Grenzkosten, denn immer wenn der entstehende Marktpreis über Grenzkosten ist, erzielen sie ja einen Deckungsbeitrag und es wäre dumm, nicht zu fahren. Sie erhalten dann nicht die Grenzkosten, sondern den Marktpreis. Bleibt der Marktpreis unter Grenzkosten, erhalten sie keinen Zuschlag und stehen als hätten sie nicht geboten. --Arianndi (Diskussion) 22:02, 4. Dez. 2022 (CET)Beantworten
In der von dir zitierten Quelle steht auch nichts von der Verwirrung drin, die du hier anrichtest. Im Gegenteil: Das ACER-Papier beklagt hauptsächlich Pay-as-Bid-Mythen. (Allerdings leider ohne ernsthaft für Aufklärung zu sorgen). Die anderen Märkte, die dort zitiert werden, in denen Pay-as-Bid gilt, sind die Ausschreibung von Regelenergie. Hier handelt es sich wirklich - nicht im Modell, sondern tatsächlich - um eine einseitige Auktion. Ebenso eine einseitige Pay-as-Bid-Auktion ist die Ausschreibung von Windenergie-Zubau. Hat beides mit dem Thema hier aber gar nichts zu tun. Lies dir mal dieses Papier durch, es fängt mehr von vorne an:[1] --Arianndi (Diskussion) 22:23, 4. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Zu 22:02 und 22:11: Langer Rede kurzer Sinn: ergänzen wir den Bezug auf den laufenden Handel, dann passt es wieder? Und bitte gehe doch auf die von mir zitierten Quellen. Sollte ich da etwas übersehen haben, oder du hast Zusatzinformationen, ergänze es bitte im Artikel. --Jwollbold (Diskussion) 08:36, 5. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Gut, im nächsten Beitrag gehst du auf ACER ein. Keine Zeit, das jetzt nachzulesen. Aber mir geht es um näherungsweise Grundprinzipien, dir und anderen um Ausnahmen und Details. Aber die Grundprinzipien müssen erst mal am Anfang klar sein, wenn wir von Stromhandel reden: Einheitspreisverfahren am Dayahead-Markt, Gebotspreisverfahren im Intraday-Handel. Jwollbold (Diskussion) 08:56, 5. Dez. 2022 (CET)Beantworten
"Gesetz eines einheitlichen Marktpreises" steht in der Kartellamt-Quelle. Es ist natürlich ein volkswirtschaftliches, kein EU-Gesetz gemeint. Mir hat der Zusatz sehr geholfen zu verstehen. Und er ist ein Hauptargument, dass "Merit-Order-Prinzip abschaffen" keine Preiserlerleichterungen bringen würde, zudem weiter unten geschilderte negative Effekte hätte. --Jwollbold (Diskussion) 09:11, 5. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Die Formulierung ist aber mindestens irreführend. Es lässt sich auch darüber streiten, ob es ein volkswirtschaftliches Gesetz ist. Es gibt ja durchaus je nach Handelsweg und -zeitpunkt unterschiedliche Preise, nur jede einzelne Auktion an der Börse funktioniert nach dem Einheitspreisverfahren. Dieses ist das Preisbildungsverfahren mit den wenigsten Eingriffen, aber prinzipiell wären dort aber auch andere Preisfindungsmechanismen denkbar. -- H005 (Diskussion) 09:42, 5. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Fokus des Artikels
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Ich möchte noch mal daran erinnern, dass der Artikel "Merit-Order" heisst und der Artikel anfangs vor allem dazu genutzt wurde, den Merit-Order-Effekt zu erläutern. Das war von 15 Jahren ein erstmal ungewöhnlicher Effekt, dass selbst "teure" elektrische Energie aus regenerativen Quellen (in bestimmten Stunden) den Strompreis senken kann bzw. die EEG-Umlage zum Teil kompensieren konnte, was den Verbraucher entlastet hat. Der Artikel über die Merit-Order ist nicht dazu da, ein Lehrbuch über Elektriziätswirtschaft incl. Stromhandel, die verschiedenen Börsen und sonstige Handelsplätze und diverse Koppeleffekte zu Gas- und Wärmemarkt zu ersetzen. Das Schlagwort Merit-Order geistert seit einigen Monaten durch die Medien, aber sie ist nicht für die aktuelle Energiepreiskrise verantwortlich zu machen, genauso wenig wie das Strommarktdesign. --Gunnar (Diskussion) 23:09, 15. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Der Ngram-Viewer zeigt, dass die deutsche Schreibweise mit Bindestreich "Merit-Order" erst ab der zweiten Hälfte der Nuller-Jahre Verbreitung fand. Gemäß meiner Erinnerung war das Initialereignis die Veröffentlichung von Neubarth et al. im Jahre 2006 aus dem Hause Eon Netz, in dem darauf hingewiesen wurde, dass man im Rahmen der Veredelung zur Bandlast die Windüberschüsse zu einem niedrigerem Preis verkaufen muss, wohingegen das Nachkaufen zu einem höherem Preis erfolgt. Erträge aus Windparks senken somit den Marktpreis. Das wurde dann von verschiedenen energiewirtschaftlichen Instituten aufgegriffen und mit diversen Modellannahmen quantifiziert. Das EWI erschien mir dabei immer etwas skeptisch, sie betonten, dass das nur ein temporärer Effekt sei. Womit die EWI-Autoren recht haben, aber temporär bewegt sich in der Zeitspanne von 20-40 Jahren, bis sich also der disponible Kraftwerkspark dem Idealzustand durch Rück- und Neubauten angepasst hat. Der Idealzustand des Kraftwerksparks ergibt aus der Wahrscheinlichkeitsverteilung der Restlast - inclusive negativer Restlast für die Speicherladung und Versorgung anderer Sektoren - und solange das Energiesystem im Rahmen der Energiewende im Umbau ist, wird sich ein Merit-Order-Effekt einstellen. Bei einer zurückgehenden Restlast ergibt sich eine Umverteilung vom Erzeuger zum Verbraucher (der Preis ist günstiger, als er eigentlich sein müsste) und auch im Falle der plötzlichen Brennstoffkostenzunahme hat man den umgekehrten Merit-Order-Effekt vom Verbraucher zum Erzeuger (der Preis ist durch den vergleichsweise hohen Gasanteil höher, als er sein müsste). --Gunnar (Diskussion) 21:32, 20. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Mir ist aufgefallen, dass einige der hier Verwirrung stiftenden volkswirtschaftlichen Effekte vielleicht durch den Artikel Preisnehmer geklärt werden könnten, den man vielleicht im Text auch an passender Stelle verlinken könnte. --Arianndi (Diskussion) 13:34, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Hallo Gunnar, ja - aber Grundlagen sollten wiederholt werden, ohne dass man sich lange durch andere Artikel wühlen muss: WP:OMA! Für eine grundlegende Umstrukturierung der Artikel im Umkreis von Merit-Order fehlt mir absolut die Zeit. Es wäre aber toll, wenn ihr damit anfangt. Dann steuere ich sicher auch mal eine Idee und einen Beleg bei. Gruß --Jwollbold (Diskussion) 14:05, 16. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Zitat Bundeskartellamt:
Bei funktionierendem Wettbewerb agieren alle Marktteilnehmer als Preisnehmer. Der Marktpreis wird als gegeben akzeptiert und die Marktteilnehmer passen lediglich die von ihnen abgenommene oder angebotene Menge an den Marktpreis an. Durch ein solches Verhalten wird das gesamtwirtschaftliche Wohlfahrtsoptimum erreicht. Ein gewinnmaximierender Anbieter wird unter diesen Bedingungen stets die Angebotsmenge seines Produkts so lange ausweiten, bis die Grenzerlöse den Grenzkosten entsprechen. In einem vollkommenen Markt wäre es für jeden Anbieter rational, seine Erzeugungskapazitäten zu den jeweiligen Grenzkosten anzubieten. Liegt der Marktpreis über den Grenzkosten seines teuersten Kraftwerks, wird ein Anbieter seine vorhandenen Kapazitäten in vollem Umfang im Markt anbieten. Bezogen auf den Gesamtmarkt müsste der sich einstellende Strompreis im Ergebnis dann den Grenzkosten des teuersten zur Lastdeckung notwendigen Kraftwerks im Markt (des Grenzkraftwerks) entsprechen.
Und vielleicht würde es einige Diskussionen hier beenden, wenn man unter der Überschrift „Grundlagen des Modells“ einen einleitenden Satz und dann einfach das Zitat im Ganzen bringen würde. Mehr Autorität als das Bundeskartellamt kann schließlich niemand haben. --Arianndi (Diskussion) 08:36, 17. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Der Auszug aus dem Bericht des Kartellamts ist zwar (nach wie vor) richtig und beschreibt im Kern das, was jeder, der sich mit Strommärkten und anderen Commodity-Märkten befasst, sowieso schon weiss: "In einem vollkommenen Markt wäre es für jeden Anbieter rational, seine Erzeugungskapazitäten zu den jeweiligen Grenzkosten anzubieten." (aus der Logik heraus, den Deckungsbeitrag zu maximieren). Aber ich muss mich fragen, was hat das mit der Merit-Order zu tun? Schreib es doch an passender Stelle in den Artikel zur EPEX Spot oder in den Stromhandelsartikel. --Gunnar (Diskussion) 13:17, 17. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Das Kartellamt hält es ja auch für nötig, das zu schreiben. Ich bin auch nicht dafür, das an dieser Stelle auszutragen, fände es aber sinnvoll, auf einen Artikel, wo der grundsätzliche volkswirtschaftliche Zusammenhang erklärt wird zu verlinken - z.B. Preisnehmer.
In die Artikel EPEX Spot und Stromhandel gehört das noch weniger, dort sollte stehen, wie der Handel funktioniert, welche Produkte es dort gibt und wie die Preisentwicklung aussieht. Bei EPEX Spot könnte man den Börsen-Algorithmus erklären. Wie die Leute nach volkswirtschaftlichen Grundsätzen ihre Gebote setzen sollten, gehört dort aber noch weniger hin, zumal im Handel auch davon auszugehen ist, dass ein nennenswerteter Teil des Geschäftes spekulativ ist. --Arianndi (Diskussion) 22:24, 17. Nov. 2022 (CET)Beantworten
In jüngeren Jahren musste ich mich einmal ausführlich mit dem sehr guten Volkswirtschaftsbuch: James D. Gwartney: Private and Public Choice beschäftigen. Dort gibt es ausführliche Kapitel zu Price-Taker und Price-Maker-Markets, wo diese Zusammenhänge sehr allgemein Commody-unabhängig mit Grafiken usw. erklärt werden. In einen solchen volkswirtschaftlichen Artikel gehört das auch. --Arianndi (Diskussion) 22:47, 17. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Die Differenzierung zwischen Price-Taker (es gibt noch Anbieter mit Zuschlag, die ein höheres Angebot forderten) und Price-Maker (ich bzw. meine Peer-Group bin selber der Anbieter mit dem preissetzendem Angebot = Deckungsbeitrag gleich Null) ist vor allem wichtig, um zu verstehen, dass bei einem Elektrizitätsmarkt mit steigendem Anteil Erneuerbarer Energien selbst bei aktuell hohem Marktpreis und auch attraktiven PPA-Konditionen, dies langfristig nicht ausreichen wird, sondern dass man ein CAPEX-Refinanzierungsinstrument ala EEG brauchen wird. --Gunnar (Diskussion) 07:55, 18. Nov. 2022 (CET)Beantworten
Grenzen und Berechtigung des Modells
Mir ist noch nicht ganz klar, welchen Mehrwehrt die länglichen Ausführungen zum Thema "des Modells" habens, wenn es um das Lemma "Merit-Order" geht. Ich wiederhole mich gerne: die Merit-Order ist eine aufsteigende Sortierung von Erzeugungsanlagen gemäß variablen kosten. Die ganze Detaildiskussionen lenken den Leser nur ab von diesem einfachen Zusammenhang, was die Merit-Order ist, und mögen wertvoll sein ein einer Analyse zum Thema Preisfindungsprozessen bzw. Schätzwerten (vgl. mit der einer Yearly-Price-Forward-Curve) aber das sind Aspekte die nur wenig mit dem Lemma-Kern zu tun haben, sondern aus einem Potporri von anderen Zusammenhägen zusammengetragen werden. Hier sind sie fehl am Platze, genauso wie in einem Artikel zum Thema "Baum" nicht unbedingt die Entwicklungder Halbaffen beschrieben werden sollte, die sich gerne von Baum zu Baum schwingen. --Gunnar (Diskussion) 20:48, 9. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Der Abschnitt klärt, dass es um ein Preismodell und nicht um die tatsächlichen Vorgänge an den Handelsmärkten geht. Damit fangen im Übrigen auch die offiziellen Äußerungen zum Thema regelmäßig an, z.B. diese Studie der Regierung:
Dass die Merit-Order eine aufsteigende Sortierung von Erzeugungsanlagen ist, interessiert für sich genommen nicht. Die Frage ist, warum man eine solche Sortierung vornehmen sollte. Der ganze Artikel - auch die längliche historische Ausführung zu ehemaligen Preiseffekten Erneuerbarer Energien - handelt davon, dass diese Sortierung die Preise bestimmt.
Letzteres ist erklärungsbedürftig. Es muss erklärt werden, dass man so tun kann, als ob die ganze Nachfragemenge Stunde für Stunde für den Folgetag in einer einseitigen Auktion bestmöglich beschafft wird, von Kraftwerken, die im Rahmen desselben Modells ihre gesamte Erzeugung Stunde für Stunde für den Folgetag zu variablen Kosten anbieten. Gerade, wenn Ersparungen für den Endkunden argumentiert werden sollen, ist es nicht apriori klar (oder überhaupt plausibel), dass man die Terminmärkte einfach ausblenden kann.
Sehr viel Verwirrung entsteht sowohl in dem Artikel als auch noch mehr im Internet dadurch, dass irreführenderweise mit bildlich dargestellten, aber fiktiven Merit-Order-Angebotskurven suggeriert wird, dies sei tatsächlich, was an den Märkten passiert. Die sinnlose Diskussion mit Pay-as-Bid kommt nur daher. In einer zweiseitigen Auktion wie der Dayahead Auktion der EEX, wo alle Marktteilnehmer ihre unerwarteten Mengenänderungen glattstellen, kann kein Pay-as-Bid-Verfahren eingeführt werden. Es ist offensichtlich unmöglich, Käufer und Verkäufer in einer zweiseitigen Auktion übereinzubringen und dabei jedem den gebotenen Preis zu zahlen.
Insgesamt geht es bei der gesamten Aufmerksamkeit, die dem Schlagwort Merit-Order derzeit gewidmet wird, nur um mögliche Markteingriffe (siehe obige Studie), mit denen Preise gesenkt werden sollen. Somit ist der Zusammenhang zwischen Marktdesign, Organisation der Handelsmärkte und Merit-Order der Kern des Themas. --Arianndi (Diskussion) 19:26, 10. Dez. 2022 (CET)Beantworten
Völlig zu Recht steht schon in der Einleitung "preisunabhängig gedachten Nachfrage" - Das ist ja das zugrundeliegende Grundproblem. Dazu 1. Für die große Masse der Verbraucher erlauben bisherige (auch digitale) Zähler keine (z.B. viertelstündlich) angebotsabhängigen Preise. Die breite Einführung geeigneter Zähler (mit Gateway) ist angedacht, aber sehr aufwendig. Es gibt kaum Erkenntnisse über das mögliche Ausmaß der Wirkung 2. Es gibt, soweit ich weiß, kaum Untersuchungen zu den technischen Potentialen und den dabei resultierenden betriebs- und volkswirtschaftlichen Auswirkungen, wenn industrielle Verbraucher ihre Anlagen abhängig vom aktuellen Stromangebot nur teilweise oder gar nicht betreiben (was dann natürlich zu erhöhten Anlageinvestitionen, aber evt. auch längerer Anlagenlebensdauer führt). Bei den Windmühlen des Mittelalters war totale Energieangebots-Abhängigkeit Grundprinzip. 3. Langfristig: Bekanntermaßen ist Power-to-Gas teuer. Die detaillierte Preisstruktur ist aber kaum bekannt. Ein Langfristszenarium "Strom mit Power-to-Gas nur für die Großmengen-Stromspeicherung" ist m.W. nicht untersucht. 84.160.201.5418:57, 9. Jul. 2023 (CEST)Beantworten
Politisch Verantwortliche für das Elend
Letzter Kommentar: vor 2 Jahren1 Kommentar1 Person ist an der Diskussion beteiligt
Der Artikel bewegt sich momentan im politischen Vakuum, so als ob Gott persönlich das Merit-Order-Prinzip eingeführt hätte. Hat er aber nicht, es waren Politiker. Diesen Politikern und ihren mehr oder weniger kompeteten Beratern muss die Verantwortung auch zugerechnet und zugeordnet werden. Ohne Politiker, die für das Implementieren destruktiver Spielregeln und das darauf folgende Entgleisen der Preisentwicklung verantwortlich sind, wäre "Merit-Order" einfach nur ein weiteres abstraktes Konstrukt auf akademischer Ebene geblieben. Da es konkrete "Folgeschäden" der Implementierung wie das Entgleisen der Strompreisentwicklung mit allen bekannten Folgen gibt, muss es korrekterweise auch konkrete Verantwortliche geben. Der Artikel floppt bisher an dieser Stelle. --178.7.89.25012:50, 13. Dez. 2022 (CET)Beantworten
18:41, 4. Sep. 2022 (CEST)
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:
