Block 4 – Tag 2, Vormittag (ca. 2 × 90 Minuten)
Dieses Modul führt in Struktur, Funktionsweise und Regulierung der deutschen und europäischen Energiemärkte ein. Das Verständnis von Preisbildung, Marktprodukten und regulatorischen Rahmenbedingungen ist Voraussetzung für den wirtschaftlichen Einsatz energiewirtschaftlicher Assets.
Das Modul gliedert sich in zwei Teile: Der erste Teil (4.1–4.4) behandelt Marktstruktur, Preisbildung, Regelenergie und Regulierung. Der zweite Teil (4.5–4.7) wendet sich Dezentralisierung, Flexibilitätsvermarktung und dem Einsatz von KI im Energiesystem zu.
Aus mikroökonomischen Überlegungen kennt man die sogenannte Grenzkostenfunktion. Im Strommarkt existiert diese Funktion fast lehrbuchartig und wird als Merit-Order bezeichnet. Sie erklärt, warum der Strompreis an der Börse im Viertelstundentakt variiert und sie bestimmt, welche Anlagen wann ans Netz gehen.
Im liberalisierten Strommarkt bieten Kraftwerksbetreiber ihre Erzeugungskapazitäten auf einem Marktplatz an. Die entscheidende Frage ist: Zu welchem Preis sind sie bereit zu liefern?
{{1}}
Ein rational handelnder Erzeuger bietet seine Kapazität zu mindestens seinen variablen Grenzkosten (Betriebsminimum) an – also zu den Kosten, die durch die Erzeugung einer zusätzlichen Megawattstunde entstehen. Fixkosten (Kapitalkosten, Abschreibungen) spielen für die kurzfristige Einsatzentscheidung keine Rolle; sie fallen unabhängig davon an, ob das Kraftwerk einspeist oder nicht. Langfristig müssen sie jedoch über Deckungsbeiträge gedeckt werden.
{{2}}
Die wichtigsten Kostentreiber der variablen Grenzkosten sind:
- Brennstoffkosten: Abhängig von Brennstoffpreis und Wirkungsgrad des Kraftwerks.
-
CO₂-Kosten: Der Kraftwerksbetreiber benötigt Emissionszertifikate (EU-ETS) für jede Tonne ausgestoßenes CO₂. Bei einer Gasturbine mit Wirkungsgrad
$\eta$ und einem spezifischen CO₂-Emissionsfaktor$e$ gilt:
- Variable Betriebskosten (z. B. Startkosten, die den Wartungsintervall verkürzen, Hilfsenergie): in der Regel gering im Vergleich zu Brennstoff- und CO₂-Kosten.
{{3}}
Ordnet man alle verfügbaren Kraftwerkseinheiten nach aufsteigenden Grenzkosten und stellt ihre kumulierte Kapazität auf der x-Achse dar, entsteht die Merit-Order-Kurve – eine aufsteigende Angebotskurve für Strom.
Schätzen Sie die mögliche Reihenfolge der Angebotskurve in einem Szenario mit eher hohen Emissionszertifikatepreisen (→ partial fuel switch, möglicherweise müssen Sie ein bisschen ausprobieren).
Preis
(€/MWh)
|
210 |-----------+
| | Nachfrage Angebot
180 | +-----------------+ +------------------+
| | | |
150 | +------------------------------+ | |
| market clearing price | | |
120 |<------------------------------------------------------ +---*--------------+ |
| | | | |
90 | | +-----------+ | |
| +------------------+ | | |
60 |" @ee " " @bk "|" @gud "|" @sk "|" @gt "|
| +------------------+ | | | |
30 | | | | +--|------------+ |
| | | | | | |
0 +------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+>
Menge
(MW)
BK = Braunkohle, EE = Erneuerbare Energie, GT = Gasturbine,
GuD = Gas und Dampf Kombikraftwerk, SK = Steinkohlekraftwerk
Das europäische Strombörsenmodell (z. B. EPEX SPOT) verwendet das Uniform-Pricing-Verfahren (auch: Marginalpreisverfahren oder Pay-as-Cleared). Dabei gilt:
{{1}}
Alle Anbieter, die im Markt zum Zuge kommen, erhalten denselben Preis – den Preis des zuletzt benötigten, teuersten Kraftwerks. Dieses Kraftwerk heißt Grenzkraftwerk (marginal unit).
{{2}}
Das Grenzkraftwerk erzielt damit genau seinen Gebotspreis (gleich seinen variablen Grenzkosten) und macht gerade keinen Deckungsbeitrag. Alle günstigeren Kraftwerke erhalten einen Preis oberhalb ihrer Grenzkosten und erzielen eine sogenannte Inframarginalrente (auch: Produzentenrente).
Preis
(€/MWh)
|
210 |-----------+
| | Nachfrage Angebot
180 | +-----------------+ +------------------+
| | | |
150 | +------------------------------+ | |
| Inframarginalrente | | |
120 |........................................................+---*--------------+ |
|::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::| | | |
90 |::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::| +-----------+ | |
|:::::::::::::::::::::::::::::::::::::+------------------+ | | |
60 |:::::::::::::::::::::::::::::::::::::| | | | |
|::::::::::::::::::+------------------+ | | | |
30 |::::::::::::::::::| | | +--|------------+ |
|::::::::::::::::::| | | | | |
0 +------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+>
Menge
(MW)
BK = Braunkohle, EE = Erneuerbare Energie, GT = Gasturbine,
GuD = Gas und Dampf Kombikraftwerk, SK = Steinkohlekraftwerk
{{3}}
Das Uniform-Pricing-Verfahren hat aus volkswirtschaftlicher Sicht wichtige Eigenschaften:
- Es setzt effiziente Einsatzanreize: Jede Anlage, deren Grenzkosten unter dem Marktpreis liegen, wird eingesetzt; jede, deren Kosten darüber liegen, nicht. Das ist die gesamtwirtschaftlich optimale Dispatch-Entscheidung.
- Es ermöglicht die Deckung der Fixkosten über Inframarginalrenten – zumindest wenn der Markt ausreichend Stunden mit hohem Preis bietet.
- Es schafft Liquidität: Einheitliche Preissignale sind für Handelsteilnehmer leicht zu verarbeiten.
Beim Pay-as-Bid-Verfahren erhält jeder Anbieter genau den Preis, den er selbst geboten hat. Es gibt also keinen einheitlichen Marktpreis.
{{1}}
Auf den ersten Blick erscheint dieses Verfahren „fairer" – warum soll ein Windpark 120 €/MWh erhalten, wenn sein Gebot bei 0 €/MWh lag? In der Praxis hat Pay-as-Bid jedoch gravierende Nachteile1:
- Strategisches Bieten: Anbieter haben Anreize, nicht ihre wahren Grenzkosten zu bieten, sondern einen strategisch erhöhten Preis. Das führt zur Informationsverzerrung und kann im Ergebnis teurer sein als Uniform Pricing.
- Ineffizienter Dispatch: Wenn Kraftwerke ihre Gebote strategisch überhöhen, ist nicht sichergestellt, dass das günstigste Angebot zum Zuge kommt.
- Geringere Liquidität und Markttransparenz.
Preis
(€/MWh)
|
210 |-----------+
| | Nachfrage Angebot
180 | +-----------------+ +- - - - - - - - - +
| | | |
150 | +-------+- - - - - - - - - +---*--------------+ |
| +------------------+ |:::| | |
120 |------------------+::::::::::::::::::| |:::| | |
|::::::::::::::::::|::::::::::::::::::| |:::| | |
90 |::::::::::::::::::|::::::::::::::::::| |:::+-----------+ | |
|- - - - - - - - - +::::::::::::::::::| |::: | | |
60 | |::::::::::::::::::| |::: | | |
| +- - - - - - - - - + |::: | | |
30 | | | |::: +--|------------+ |
| | | |::: | | |
0 +------------------+------------------+------------------+ - - - - - - - - -+------------------+>
Menge
- - - variable Kosten (MW)
BK = Braunkohle, EE = Erneuerbare Energie, GT = Gasturbine,
GuD = Gas und Dampf Kombikraftwerk, SK = Steinkohlekraftwerk
{{2}}
Gleichwohl wird Pay-as-Bid in einigen Märkten eingesetzt – insbesondere auf Regelenergiemärkten und den EEG Ausschreibungen der Bundesnetzagentur, wo andere Überlegungen (Vollkostengebote) überwiegen können. Auf dem deutschen und europäischen Day-Ahead-Spotmarkt gilt jedoch durchgängig das Uniform-Pricing-Verfahren.
Erneuerbare Energien – insbesondere Wind- und Photovoltaik – haben nahezu keine variablen Grenzkosten. Sie bieten daher zum Preis von null (oder sogar negativ, um Einspeisevorrang zu sichern) und werden bei der Auktion stets zuerst eingesetzt.
{{1}}
Preis
(€/MWh)
|
210 |-----------+
| | Nachfrage
180 | +-----------------+
| |
150 | +------------------------------+
| | Angebot
120 | | +------------------+
| | | |
90 | +-----------+ | |
|........................................................+---------------*--+ |
60 |::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::| | | |
|:::::::::::::::::::::::::::::::::::::+------------------+ | | |
30 |:::::::::::::::::::::::::::::::::::::| | +--|------------+ |
|:::::::::::::::::::::::::::::::::::::| | | | |
0 +-------------------------------------+------------------+------------------+------------------+>
Ausbau EE --->| Menge
(MW)
BK = Braunkohle, EE = Erneuerbare Energie, GT = Gasturbine,
GuD = Gas und Dampf Kombikraftwerk, SK = Steinkohlekraftwerk
{{2}}
Der Mechanismus: Wenn Wind- und Solarstrom in großen Mengen ins Netz einspeisen, werden hochpreisige Kraftwerke (z. B. Gaskraftwerke) aus der Merit Order herausgedrängt. Das Grenzkraftwerk ist nun ein günstigeres Steinkohlekraftwerk – der Marktpreis sinkt. Dieser Zusammenhang heißt Merit-Order-Effekt oder Infeed-Effekt.
{{3}}
Die gesamtwirtschaftlichen Konsequenzen des Merit-Order-Effekts sind vielschichtig:
- Kurzfristig: Strom wird günstiger – gut für Verbraucher und exportintensive Industrien.
- Für konventionelle Erzeuger: Sinkende Preisniveaus gefährden die Deckung der Fixkosten; Gaskraftwerke geraten trotz ihrer Flexibilität unter wirtschaftlichen Druck.
- Für die Systemstabilität: Wenn flexible Kraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können, droht ein Kapazitätsproblem für Stunden ohne ausreichend Wind und Sonne (sogenannte Dunkelflaute).
- Für EE-Betreiber selbst: In Stunden hoher EE-Einspeisung sind die Marktpreise niedrig oder negativ – die eigene Erzeugung drückt den eigenen Erlös.
{{4}}
Negative Strompreise entstehen, wenn die Summe aus Erneuerbarer Einspeisung und Must Run Leistung (z. B. aus Wärme-Lieferverpflichtungen oder durch Mindestlastpunkte) die Nachfrage übersteigt. Negative Preise sind ein Marktsignal für systemischen Überschuss und eine wichtige Information für Investitionsentscheidungen in Speicher und Flexibilitätsoptionen.
{{1}}
- Die Merit-Order-Kurve ordnet alle verfügbaren Kraftwerke nach aufsteigenden variablen Grenzkosten. Der Schnittpunkt mit der Nachfrage bestimmt den Marktpreis. {{2}}
- Im Uniform-Pricing-Verfahren erhalten alle eingesetzten Kraftwerke den Preis des teuersten benötigten Grenzkraftwerks. Das setzt effiziente Dispatch-Anreize und ermöglicht Inframarginalrenten. {{3}}
- Pay-as-Bid führt zu strategischem Bietverhalten und möglicherweise zu ineffizientem Dispatch. {{4}}
- Der Merit-Order-Effekt beschreibt, wie erneuerbare Energien mit nahezu null Grenzkosten den Marktpreis senken, indem sie teurere konventionelle Kraftwerke aus dem Markt drängen. {{5}}
- Negative Strompreise sind ein Marktsignal für systemischen Überschuss und können bei starker EE-Einspeisung und geringer Flexibilität der Residuallast auftreten. {{6}}
- Der Merit-Order-Mechanismus bildet die Grundlage für das Verständnis von Dispatch-Entscheidungen, Hedging-Strategien und der Bewertung von Kraftwerks-Assets.
Preisbildung:
Gegeben sei eine Merit Order mit kumulierten Kapazitäten: Wind/Solar bis 300 MW zu 0 €/MWh, Braunkohle bis 800 MW zu 30 €/MWh, Steinkohle bis 1.200 MW zu 60 €/MWh, Gas-GuD bis 1.500 MW zu 85 €/MWh. Die Nachfrage beträgt 950 MW. Welcher Marktpreis ergibt sich im Uniform-Pricing-Verfahren?
[( )] 0 €/MWh [( )] 30 €/MWh [(x)] 60 €/MWh [( )] 85 €/MWh
Merit-Order-Effekt:
Welche der folgenden Aussagen zum Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien sind korrekt?
[[x]] Eine hohe Wind- und Solareinspeisung senkt den kurzfristigen Börsenpreis für Strom. [[x]] Steigende Preise für Emissionszertifikate erhöhen die Inframarginalrente für Erneuerbare Energien. [[x]] EE-Betreiber erzielen in Stunden hoher Einspeisung besonders niedrige Marktpreise für ihre eigene Erzeugung. [[x]] Flexible Gaskraftwerke können durch den Merit-Order-Effekt wirtschaftlich unter Druck geraten, obwohl sie systemrelevant bleiben. [[ ]] Negative Strompreise entstehen, wenn die Nachfrage die Erzeugungskapazität übersteigt. [[ ]] Die Erlöse von Wind- und Solareinspeisung sind unabhängig von Gaspreisen.
Die vorangegangenen Kapitel haben gezeigt, wie Märkte im Idealfall funktionieren. Die Energiewirtschaft ist kein Lehrbuchmarkt. An mehreren Stellen versagen Märkte strukturell – sie produzieren ohne Korrektur von außen systematisch ineffiziente Ergebnisse. Dieses Kapitel identifiziert Ursachen für Marktversagen und fragt, welche Konsequenzen daraus für die Regulierung folgen.
Die Ökonomik unterscheidet vier Grundtypen des Marktversagens, die allesamt in der Energiewirtschaft auftreten:
- Natürliche Monopole – wenn konkurrierende Angebote volkswirtschaftlich nachteilig sind.
- Externe Effekte – wenn der Preis externe Kosten nicht enthält.
- Informationsasymetrie – Wenn ein Marktteilnehmer einen Wissensvorsprung ausnutzen kann.
- Öffentliches Gut – Wenn auch die profitieren, die sich nicht beteiligen.
- sympy
- matplotlibEin natürliches Monopol liegt vor,
- wenn die gesamten Kosten der Versorgung durch einen einzigen Anbieter geringer sind als durch mehrere konkurrierende Anbieter (subadditiven Kostenstrukturen). Das ist der Fall,
- wenn die Durchschnittskosten über den gesamten relevanten Nachfragebereich mit zunehmender Produktionsmenge sinken,
- was bei konstanten oder nur sehr leicht steigenden Marginalkosten und
- sehr hohen Fixkosten der Fall ist.
- Bei konstanten Grenzkosten kann sich kein Preis bilden, da die Marginalkostenkurve und die Durchschnittskostenkurve keinen Schnittpunkt bilden.
{{1}}
Beispiel:
from sympy import plot, integrate, solve, diff
from sympy.abc import m
# Fixkosten
fk = 300
# Marginalkosten
mk = 75
# Durchschnittkosten mit FK
dk_1 = (fk + integrate(mk, m))/m
# Plot
p = plot(mk, fk, dk_1, (m, 1, 50),
ylim=(0, 500),
legend=True)
p._backend.fig{{2}}
Typische Beispiele in der Energiewirtschaft sind Strom- und Gasnetze: Eine zweite, parallele Hochspannungsleitung durch denselben Korridor würde die Gesamtkosten erhöhen, ohne den Durchsatz zu steigern. Weil der Netzbetreiber keinem Wettbewerb ausgesetzt ist, kann er überhöhte Preise verlangen und die Netzkapazität unterinvestieren. Ohne Regulierung entsteht ein Wohlfahrtsverlust.
Weitere Beispiele:
- Netze (Telekommunikation, Strom, Gas, Schienen, Straßen)
- Betriebssysteme
{{3}} Auch in einem Monopol stellt sich kein beliebiger Preis ein. Ist der Preis zu hoch, bricht die Nachfrage ein. Für den monopolistischen Anbieter ist es rational, das Produkt aus Menge und Marge zu maximieren.
{{4}}
# Nachfragefunktion (angenommen)
n = -4*m + 180
# Gewinn
g = (n*m - dk_1*m);
# Plot
p = plot(mk, dk_1, g, (m, 1, 50),
ylim=(0, 500),
legend=True)
p._backend.fig{{5}}
Den gewinnmaximierenden Preis nennt man die Cournot-Lösung, der kostendeckende und gleichzeitig absatzmaximierende Preis ist der Ramsey-Punkt.
{{6}}
from sympy import nsolve
# Gewinnmaximierung
c_x = nsolve( diff(g, m), m, 10)
c_y = g.subs(m, c_x).evalf()
# Kostendeckung
r_x = nsolve(g-dk_1, m, 20)
r_y = g.subs(m, r_x).evalf()
# Plot
fig, ax = p._backend.fig, p._backend.ax
ax[0].plot([c_x, r_x], [c_y, r_y], "o")
ax[0].annotate('Cournot ({:.1f}, {:.1f})'.format(c_x, c_y),
xy=(c_x, c_y),
xytext=(-120,20),
textcoords='offset points',
bbox=dict(boxstyle="round", fc="0.8"),
arrowprops=dict(arrowstyle='->',
connectionstyle="angle,angleA=0,angleB=90,rad=10"))
ax[0].annotate('Ramsey ({:.1f}, {:.1f})'.format(r_x, r_y),
xy=(r_x, r_y),
xytext=(-120,20),
textcoords='offset points',
bbox=dict(boxstyle="round", fc="0.8"),
arrowprops=dict(arrowstyle='->',
connectionstyle="angle,angleA=0,angleB=90,rad=10"))
fig{{7}} Preisbildung: Aus Sicht des Monopols ist der [[ Cournot ]]-Preis die rational. Volkswirtschaftlich sollte hingegen der [[ Ramsey ]]-Preis angestrebt werden.
Informationsasymmetrien entstehen, wenn eine Marktseite über bessere Informationen verfügt als die andere. In Energiemärkten sind dies etwa:
{{1}}
- Netznutzer vs. Netzbetreiber: Ein Netzbetreiber kennt seine tatsächlichen Kosten und Kapazitäten besser als ein Stromhändler. Ohne Regulierung könnte er diese Informationsüberlegenheit ausnutzen, um überhöhte Netzentgelte durchzusetzen. {{2}}
- Erzeuger vs. Systemoperator: Kraftwerksbetreiber kennen ihre tatsächlichen Grenzkosten; Systemoperatoren müssen diese schätzen, um z. B. Redispatch-Maßnahmen zu planen. {{3}}
- Energielieferant vs. Endverbraucher: Haushaltskunden haben oft keinen vollständigen Überblick über Tarife, Qualität und Herkunft des gelieferten Stroms. Plattformen vergleichen nicht zwingend neutral.
{{4}} Informationsasymmetrien können zu Moral Hazard (leichtsinniges Fehllverhalten nach Vertragsschluss) und adverser Selektion (Ausnutzung von Informationsvorteilen bei der Vertragsanbahnung) führen.
Manche für die Energiewirtschaft relevante Güter sind nicht-rivalisierend und nicht-ausschließbar – die klassischen Merkmale öffentlicher Güter. Ein Markt kann solche Güter nicht bereitstellen, weil kein zahlungsbereiter Konsument von der Nutzung ausgeschlossen werden kann (Trittbrettfahrerproblem).
{{1}}
In der Energiewirtschaft relevante Beispiele:
- Systemstabilität (Netzfrequenz): Die Stabilität des Stromnetzes bei 50 Hz kommt allen Netznutzern zugute, unabhängig davon, ob sie zur Systemdienstleistung beitragen.
- Versorgungssicherheit als gesellschaftliches Ziel: Ein ausreichender Kraftwerkspark für Extremsituationen (z. B. Dunkelflaute) ist eine kollektive Sicherheitsleistung, die ein rein marktwirtschaftlich optimierender Erzeuger nicht ausreichend bereitstellt.
- Energieforschung und technologisches Grundlagenwissen: Erkenntnisse zu neuen Energietechnologien sind schwer zu privatisieren; staatliche Förderung ist daher ökonomisch begründbar.
Marktversagen begründet staatlichen Eingriff – aber welche Form dieser Eingriff annehmen sollte, hängt vom Typ des Marktversagens ab.
Typen des Marktversagens und Regulierungsform:
| Marktversagen | Energiewirtschaftliches Beispiel | Regulierungsform |
|---|---|---|
| Natürliches Monopol | Strom-/Gasnetz | Netzregulierung |
| Externe Effekte | Klimagasemissionen, Schadstoffe | EU-ETS, Steuern, Vorschriften |
| Informationsasymmetrie | Netzkosten, Grenzkosten, Tarife | Berichtspflicht, Genehmigung |
| Öffentliches Gut | Systemstabilität | Kapazitätsmechanismus |
{{1}}
Wir besprechen vier wichtige Regulierungsinstrumente:
-
Netzregulierung
- Preis- und Anreizregulierung im natürlichen Monopol
- Unbundling – Trennung von Netz und Handel
-
Internationalisierungsinstrumente bei externen Effekten
-
Kapazitätsmechanismen bei öffentlichen Gütern
Bei natürlichen Monopolen (insbesondere Strom- und Gasnetze) ist Wettbewerb nicht möglich oder nicht sinnvoll. Der Staat greift in zwei Grundformen ein:
- Kostenbasierte Regulierung (Cost-of-Service): Der Regulierer genehmigt Netzentgelte auf Basis der nachgewiesenen Kosten des Netzbetreibers. Vorteil: Keine Unterversorgung. Nachteil: Kein Anreiz zur Kostensenkung.
- Anreizregulierung (Incentive Regulation, z. B. Revenue Cap): Der Regulierer setzt eine Erlösobergrenze, die unabhängig von den tatsächlichen Kosten gilt. Der Netzbetreiber behält Einsparungen – das schafft einen Anreiz zur Effizienzverbesserung. In Deutschland wendet die Bundesnetzagentur diese Form seit 2009 an.2
{{1}}
- vor 1997: Monopol
- 1998-2004: Verbändevereinbarung
- 2005-2008: Kostenregulierung
- seit 2009: Anreizregulierung
{{2}}
{{3}} Gesetzliche Regelungen: Anreizregulierungsverordnung (ARegV)
Eine besondere Regulierungsform bei natürlichen Monopolen ist das Unbundling (Entflechtung): Die Netzinfrastruktur wird
- rechtlich,
- buchhalterisch oder
- eigentumsrechtlich (ownership unbundling)
vom Erzeugungs- und Handelsbereich getrennt. Das Ziel ist, Diskriminierung zu verhindern: Ein vertikal integriertes Unternehmen hätte Anreize, eigene Erzeugungskapazitäten bevorzugt ans Netz anzuschließen und Wettbewerbern den Netzzugang zu erschweren oder zu verteuern.
Externe Effekte wurden in Kapitel 3.2 diskutiert. Die wichtigsten Instrumente sind:
- Pigou-Steuer: Abgabe in Höhe des marginalen externen Schadens, z. B. eine CO₂-Steuer.
- Cap-and-Trade: Festlegung einer Gesamtemissionsmenge und Handel mit Zertifikaten, z. B. EU-ETS.
- Ordnungsrechtliche Standards: Technische Grenzwerte (z. B. Emissionsgrenzwerte nach BImSchG).
Jedes Instrument hat spezifische Stärken und Schwächen in Bezug auf Kosteneffizienz, ökologische Treffsicherheit, Innovationsanreize und politische Akzeptanz. Auf das EU-ETS als das wichtigste Internalisierungsinstrument im europäischen Energiesektor wird in Modul 4 ausführlich eingegangen.
- matplotlib
- sympyWir betrachten zwei Unternehmen mit unterschiedlichen Kostenstrukturen bei der Emissionsreduktion.
from sympy import plot, symbols
m1, m2 = symbols('m1 m2')
# Vermeidungskostenfunktionen 1 und 2
k_1 = -800*m1 + 800
k_2 = -200*m2 + 400
# Plot
p = plot((k_1, (m1, 0, 3)),
(k_2, (m2, 0, 3)),
ylim=(0, 800),
xlabel = "Schadensmenge",
ylabel = "Vermeidungskosten",
legend=True)
p._backend.fig{{1}}
Beide Unternehmen sollen die Emissionen halbieren. Es ergeben sich folgende Kosten:
from sympy import solve, integrate
# Vermeidungskosten einzeln halbierter Emissionen
k_e = integrate(k_1, (m1, 0.5, 1.0)) + \
integrate(k_2, (m2, 1.0, 2.0))
k_e{{2}}
Das Unternehmen mit den günstigeren Kostenstrukturen könnte mehr, das andere entsprechend weniger stark reduzieren. Mengen berechnen:
# Gesamtvermeidungsmenge
mges = 1.5
# Gesamtreduktion fordern und Auflösen
m_1 = solve(k_1 - k_2.subs(m2, mges-m1), m1)[0]
m_2 = mges-m_1
(m_1, m_2){{3}}
Kosten berechnen:
# Vermeidungskosten gemeinsam halbierter Emissionen
k_g = integrate(k_1, (m1, m_1, 1.0)) + \
integrate(k_2, (m2, m_2, 2.0))
k_g{{4}}
Preis:
k_1.subs(m1, m_1){{5}}
Interpretation
{{1}}
-
01/2005-12/2007: Pilotphase
- 95 % Zuteilung auf Basis des grandfatherings,
- Beschränkung auf Strom- und Wärmeerzeugung und der energieintensiven Industrie
{{2}}
-
01/2008-12/2012: zweite Handelsperiode
- 6,5 % Reduktion, 90 % Zuteilung,
- Einbeziehung von Stickstooxidemissionen und
- seit 2012 der zivilen Luftfahrt
{{3}}
-
01/2013-12/2020: dritte Handelsperiode
- 1,74 % Reduktion pro Jahr,
- maximal 50 % Zuteilung,
- keine Zuteilung für Kraftwerke,
- Erweiterung um einige chemische Industrien
{{4}}
-
01/2021-12/2030: vierte Handelsperiode
- 2,20 % Reduktion pro Jahr,
- Einführung der Marktstabilitätsreserve in 2022
- Fit for 55-Paket: bis 2030 Emissionsniveau 55 % unter dem Niveau von 1990
{{5}} Der CO₂-Preis wirkt direkt auf die Grenzkosten fossiler Kraftwerke und damit auf die Merit-Order und den Strompreis. Ein höherer CO₂-Preis begünstigt emissionsarme Technologien – auch Speicher, da sie emissionsfreien Strom zeitlich verschieben können.
{{1}}
- Bewerten Sie die Beschränkung des Emissionshandels auf Unternehmen mit ähnlichen Kostenstrukturen.
{{2}} 2. Welchen Einfluss haben kostenlos zugeteilte Zertifikate mit positivem Marktwert auf den Strompreis?
{{3}} 3. Denken Sie über die Unterschiede einer CO_2 Steuer und eines ETS nach. Welche der Größen »Preis« und »Emissionsmenge« ist jeweils sicher oder unsicher?
Wenn der Energiemarkt allein keine ausreichende Erzeugungs- oder Flexibilitätskapazität für Versorgungssicherheit bereitstellt (fehlende Knappheitspreise, Missing-Money-Problem), können staatliche Kapazitätsmechanismen eingeführt werden:
- Kapazitätsmärkte: Erzeuger erhalten Zahlungen für die Bereitstellung von Leistung (nicht nur für tatsächlich gelieferte Energie), z. B. in Frankreich oder Großbritannien.
- Strategische Reserven: Der Systemoperator hält bestimmte Kapazitäten außerhalb des Marktes als Puffer vor, z. B. frühere Netzreserve in Deutschland.
{{1}} Das Missing-Money-Problem entsteht in Energy-only-Märkten, wenn der Börsenstrompreis in Stunden sehr hoher Nachfrage durch regulatorische Preisobergrenzen oder politische Eingriffe begrenzt wird und damit keine ausreichenden Inframarginalrenten entstehen, um Fixkosten zu decken. Das gefährdet Investitionen in neue Kapazitäten.
{{2}} Aktuell: Kraftwerkstrategie des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie: Ausführlicher Artikel auf ingenieur.de.
Das EEG ist seit dem Jahr 2000 das zentrale Förderinstrument für erneuerbare Energien in Deutschland. Es hat mehrere Entwicklungsphasen durchlaufen:
{{1}} Phase 1 – Feste Einspeisevergütung (2000–2012): Jede Kilowattstunde aus erneuerbaren Quellen erhielt eine feste, über 20 Jahre garantierte Vergütung. Der Netzbetreiber war zur vorrangigen Abnahme verpflichtet. Dieses Modell setzte starke Investitionsanreize und führte zum massiven Ausbau von Wind- und PV-Anlagen, war aber zunehmend teuer und marktfern.
{{2}} Phase 2 – Direktvermarktung und Marktprämie (ab 2012/2014): Größere Anlagen mussten nun direkt am Strommarkt vermarktet werden. Die Differenz zwischen dem durchschnittlichen Börsenpreis und dem gesetzlich festgelegten „anzulegenden Wert" wurde als Marktprämie ausgezahlt. Dieses Modell führte die erneuerbaren Erzeuger an den Markt heran und schuf Anreize für bedarfsgerechte Einspeisung.
{{3}}
Phase 3 – Ausschreibungen (ab 2017): Die Förderhöhe wird nicht mehr politisch festgelegt, sondern in wettbewerblichen Ausschreibungen ermittelt. Projektentwickler bieten den „anzulegenden Wert" an, den sie für wirtschaftlich halten; die günstigsten Gebote erhalten den Zuschlag. So wird der Wettbewerb um die kosteneffizientesten Projekte gefördert.
2000 2012/2014 2017
| | |
v v v
+------------------+ +------------------+ +------------------+
| Feste Einspei- | | Direktvermark- | | Ausschreibungs- |
| severgütung |->| tung mit Markt- |->| verfahren |
| (garantiert, | | prämie (markt- | | (wettbewerb- |
| 20 Jahre) | | näher) | | lich, Zuschlag |
| | | | | an günstigste) |
+------------------+ +------------------+ +------------------+
Der Strompreis für Endkunden setzt sich aus mehreren Komponenten zusammen, von denen einige reguliert sind:
| Komponente | Anteil (Größenordnung, Industrie) | Bemerkung |
|---|---|---|
| Energiebeschaffung | ca. 30–50 % | martgetrieben |
| Netzentgelte | ca. 20–30 % | reguliert |
| Steuern, Abgaben, Umlagen | ca. 20–40 % | gesetzlich geregelt |
Der European Green Deal ist der übergreifende Rahmen der EU-Klimapolitik mit dem Ziel der Klimaneutralität bis 2050. Das Fit for 55-Paket konkretisiert die Zwischenziele für 2030 (mindestens 55 % Treibhausgasreduktion gegenüber 1990) und umfasst unter anderem:
- Ausweitung des EU-ETS,
- Einführung eines CO₂-Grenzausgleichsmechanismus (CBAM, berücksichtigt graue Energie, um Carbon Leakage zu vermeiden.),
- Erhöhung von Effizienzstandards.
{{1}}
- Marktversagen tritt auf, wenn Märkte ohne staatliche Korrektur systematisch ineffiziente Ergebnisse erzeugen. In der Energiewirtschaft sind vier Grundtypen relevant: natürliche Monopole, externe Effekte, Informationsasymmetrien und öffentliche Güter. {{2}}
- Natürliche Monopole (insbesondere Strom- und Gasnetze) erfordern Preisregulierung oder Anreizregulierung sowie Unbundling, um Diskriminierung zu verhindern. {{3}}
- Externe Effekte (insbesondere CO₂-Emissionen) erfordern Internalisierungsinstrumente wie Steuern, Zertifikatehandel oder Ordnungsrecht. {{4}}
- Informationsasymmetrien zwischen Netzbetreibern und Regulierern begründen Berichtspflichten, Genehmigungsverfahren und die Ausgestaltung von Anreizregulierungssystemen. {{5}}
- Öffentliche Güter wie Versorgungssicherheit und Systemstabilität können durch Kapazitätsmechanismen oder staatliche Forschungsförderung bereitgestellt werden.
Marktversagen einordnen:
Ordnen Sie die folgenden Situationen dem jeweils passenden Typ von Marktversagen zu.
Welcher Typ von Marktversagen liegt vor, wenn ein Netzbetreiber ohne Regulierung seinen eigenen Erzeugungsunternehmen günstigere Netznutzungsbedingungen einräumt als Wettbewerbern?
[( )] Externes Effekt [( )] Öffentliches Gut [(x)] Natürliches Monopol [( )] Adverse Selektion
Regulierungslogik:
Welche der folgenden Aussagen zur Regulierung von Energiemärkten sind korrekt?
[[x]] Stromnetze werden reguliert, weil sie natürliche Monopole sind und ohne Regulierung überhöhte Preise entstehen würden. [[ ]] Der Stromhandel wird reguliert, weil Stromerzeugung ein öffentliches Gut ist. [[x]] Anreizregulierung setzt im Gegensatz zur kostenbasierten Regulierung einen Effizienzanreiz für den Netzbetreiber. [[x]] Das Unbundling-Prinzip soll verhindern, dass Netzbetreiber eigene Erzeuger gegenüber Wettbewerbern bevorzugen. [[ ]] Kapazitätsmechanismen sind ein Instrument zur Internalisierung externer Effekte.
Missing Money:
Was beschreibt das sogenannte »Missing-Money-Problem« in Strommärkten?
[( )] Netzbetreiber erhalten zu wenig Regulierungsentgelt, um ihre Investitionen zu finanzieren. [(x)] In Energy-only-Märkten können Knappheitspreise durch Preisobergrenzen begrenzt werden, so dass Erzeuger keine ausreichenden Erlöse zur Deckung ihrer Fixkosten erzielen und Investitionsanreize fehlen. [( )] Erneuerbare Energien verdrängen konventionelle Kraftwerke und reduzieren damit deren Einnahmen aus dem Grundlastbetrieb. [( )] Die Subventionierung erneuerbarer Energien entzieht konventionellen Kraftwerken Markterlöse. [[?]] Das Missing-Money-Problem ist ein strukturelles Investitionsproblem – nicht ein kurzfristiges Ergebnisproblem.
Welche der folgenden Aussagen zum EEG sind korrekt?
[[x]] Die Förderhöhe für neue EE-Anlagen wird heute überwiegend durch Ausschreibungen ermittelt, nicht mehr politisch festgelegt. [[ ]] Das EEG garantiert allen Anlagen eine Einspeisevergütung unabhängig von der Anlagengröße. [[x]] Die Marktprämie ist die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem durchschnittlichen Börsenpreis. [[ ]] Seit dem EEG 2017 erhalten alle EE-Anlagen ausschließlich den Börsenstrompreis ohne jede Förderung. [[?]] Unterscheiden Sie zwischen kleinen Anlagen (die noch eine Einspeisevergütung erhalten können) und größeren Anlagen (die über Ausschreibungen gefördert werden).
-
Leitungsgebundenheit
-
eingeschränkte Speicherbarkeit
-
Commodity
-
eingeschränkte Substituierbarkeit
-
hohe Abhängigkeit → Stromausfall in DE verursacht Schäden von etwa 800 Mio. Euro pro Stunde3
.-------------------.
| Marktplätze |
'--------+----------'
| .----------------.
.--------------+-----------------+- - - - -> | PICASSO | MARI |
| | '-+--------------'
.------+------. .--+--. | .-----------------.
| Bösenhandel | | OTC | '-+ Momentanreserve |
'------+------' '--+--' '-----------------'
| | .-----.
.-------+-------. | | FCR |
| | | '-----'
.------+------. .------+------. .-----------------------. .-----------.
| Terminmarkt | | Spotmarkt | | individuelle Produkte | | aFRR mFRR |
'-+-----------' '-+-----------' '--+--------------------' '-----------'
| .----------. | .-----------. | .----------.
'-+ Futures | '-+ Day-Ahead | '-+ Forwards |
'----------' '-----------' '----------'
.-----------. .----------. .-----.
| Optionen | | Intraday | | PPA |
'-----------' '----------' '-----'
.------. .---------. .-----.
| Swap | | kontin. | | … |
'------' | Handel | '-----'
'---------'
{{1}}
-
Optionen: Bedingte Geschäfte (Unterscheidung von Call- und Put-Optionen)
-
Swap: Tausch von Zahlungsreihen (z. B. Fixed for Floating Swap, Varianten: Cap, Floor, Collar).
-
Unterscheidung physischer Märkte und reiner Finanzmärkte (z. B. EEX German Power Future) → Derivat.
- Auf dem Terminmarkt (Forward Market, Futures Market) werden Stromlieferungen Monate bis Jahre im Voraus gehandelt.
- Die wichtigste Börse hierfür ist die EEX (European Energy Exchange) mit Sitz in Leipzig.
- Termingeschäfte dienen vor allem der Preisabsicherung (Hedging): Ein Industriekunde kann sich heute einen festen Strompreis für das kommende Jahr sichern, ein Kraftwerksbetreiber kann seine erwartete Erzeugung zu einem bekannten Preis verkaufen. Beide Seiten reduzieren so ihr Preisrisiko.
{{1}}
Terminprodukte gibt es in verschiedenen Laufzeiten und Lastprofilen:
- Base-Produkte: Lieferung mit konstanter Leistung über alle 8.760 Stunden eines Jahres (oder alle Stunden eines Quartals, Monats etc.).
- Peak-Produkte: Lieferung nur während der Hochlastzeiten (typisch: Mo–Fr, 8–20 Uhr).
Neben dem börslichen Handel findet ein erheblicher Teil des Terminhandels OTC (Over the Counter) statt, also bilateral zwischen zwei Parteien, oft vermittelt durch Broker. OTC-Geschäfte bieten mehr Flexibilität bei der Vertragsgestaltung, sind aber weniger transparent als der Börsenhandel.
Neben dem physischen Stromhandel existieren finanzielle Strommarktprodukte, bei denen keine physische Lieferung erfolgt, sondern nur ein finanzieller Ausgleich. Dazu gehören:
- Contracts for Difference (CfD): Differenzverträge, bei denen die Differenz zwischen einem vereinbarten Festpreis und dem tatsächlichen Marktpreis ausgeglichen wird. CfDs werden zunehmend auch als Förderinstrument für erneuerbare Energien diskutiert und eingesetzt.
- Optionen: Das Recht (nicht die Pflicht), Strom zu einem bestimmten Preis zu kaufen oder zu verkaufen.
{{1}} Diese Instrumente dienen der Risikominimierung und der Spekulation. Für das Verständnis des Microgrid Controllers ist vor allem relevant, dass die physischen Spotmarktpreise (Day-Ahead, Intraday) die operativen Steuerungssignale liefern, während Terminmarktpreise die langfristige Wirtschaftlichkeitsrechnung beeinflussen.
Zwei Handelspartner, A und B, einigen sich auf
-
einen Basiswert, z. B. einen physischen Strommarkt,
-
einen Erfüllungszeitpunkt, und
-
einen Preis, z. B. 50 Euro/MWh.
Partner A kauft den finanziellen Future von Partner B.
Zum Erfüllungszeitpunkt liegt der Basiswert bei 55 Euro/MWh. Der Käufer des Futures erhält nun vom Verkäufer die Differenz von 5 Euro/MWh (Glattstellung).
{{1}}
Diskussion: Beide Handelspartner haben auf diese Weise das Risiko von Preisschwankungen an der Strombörse abgesichert (gehedged). Wie?
-
Warum hat der Käufer auf diese Weise sichergestellt, dass er zum Erfüllungszeitpunkt Strom für maximal 50 Euro/MWh am physischen Markt kaufen kann?
-
Warum hat der Verkäufer sichergestellt, Strom nicht für weniger als 50 Euro/MWh an der Börse kaufen zu können?
Der Day-Ahead-Markt ist die zentrale Auktion für den Folgetag. An der EPEX SPOT findet diese Auktion täglich um 12:00 Uhr mittags statt. Marktteilnehmer geben für jede Stunde des Folgetages Gebote ab – Kaufgebote (Nachfrage) und Verkaufsgebote (Angebot). Aus der Aggregation aller Gebote ergibt sich für jede Stunde ein markträumender Preis (Market Clearing Price, MCP).
{{1}} Der Day-Ahead-Markt ist der liquideste und wichtigste Referenzmarkt für Strompreise in Europa. Die hier ermittelten Preise dienen als Basis für viele Verträge, Abrechnungen und auch für die Berechnung der Marktprämie im EEG (dazu mehr in Kapitel 4.4).
Der Intraday-Markt ermöglicht Korrekturen nach der Day-Ahead-Auktion. Seit 2017 gibt es Intraday-Auktionen für Viertelstundenprodukte.
{{1}} Am Intraday-Markt kann auch kontinuierlich gehandelt werden (Continuous Trading): Gebote können laufend eingestellt und sofort mit passenden Gegengeboten zusammengeführt werden (Pay-as-Bid). Der Intraday-Handel an der EPEX SPOT öffnet um 15:00 Uhr am Vortag und läuft bis 5 Minuten vor Lieferbeginn.
{{2}} Dieser Markt ist besonders wichtig für die Integration erneuerbarer Energien: Wenn sich am Nachmittag herausstellt, dass die Windprognose für den Abend deutlich von der Day-Ahead-Prognose abweicht, können Erzeuger und Händler ihre Positionen kurzfristig anpassen. Auch für Batteriespeicher bietet der Intraday-Markt attraktive Möglichkeiten, da hier Preisvolatilitäten oft besonders ausgeprägt sind.
Übungblatt kontinuierlicher Handel (Tabellenkalkultion)
Die Liberalisierung der europäischen Strommärkte hat zu einer Vielzahl von Akteuren geführt:
| Akteur | Rolle |
|---|---|
| Erzeuger | Betreiben Kraftwerke, bieten Strom am Markt an |
| Übertragungsnetzbetreiber (TSO) | Betreiben das Höchstspannungsnetz, verantwortlich für Systemstabilität und Regelenergiebeschaffung |
| Verteilnetzbetreiber (DSO) | Betreiben Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetze, stellen den Netzanschluss bereit |
| Händler / Broker | Handeln Strom an Börsen und OTC, oft ohne eigene Erzeugung oder Verbrauch |
| Lieferanten / Vertriebe | Beliefern Endkunden mit Strom, beschaffen am Großhandelsmarkt |
| Aggregatoren | Bündeln kleine dezentrale Erzeuger, Speicher und flexible Lasten zu handelbaren Portfolios |
| Endkunden | Beziehen Strom, zunehmend auch als Prosumer aktiv |
| Bilanzkreisverantwortliche (BKV) | Verantworten die bilanzielle Ausgeglichenheit eines Bilanzkreises gegenüber dem TSO |
In Stunden mit sehr hoher erneuerbarer Einspeisung und gleichzeitig niedriger Nachfrage (z. B. sonniger, windiger Sonntagnachmittag) kann es vorkommen, dass das Stromangebot die Nachfrage übersteigt, selbst wenn alle regelbaren Kraftwerke auf ihr technisches Minimum heruntergefahren sind. In dieser Situation fallen die Preise auf null oder sogar in den negativen Bereich.
{{1}}
Warum bieten Erzeuger zu negativen Preisen an?
- Technische Inflexibilität: Das Herunterfahren und Wiederanfahren großer Kohle- oder Kernkraftwerke ist teuer und zeitaufwendig. Es kann günstiger sein, für einige Stunden Geld dafür zu „bezahlen", weiter einspeisen zu dürfen, als das Kraftwerk abzuschalten.
- Förderanreize: Erneuerbare-Energien-Anlagen erhielten bis vor einigen Jahren auch bei negativen Preisen eine feste Einspeisevergütung (seit der EEG-Reform mit sogenannten 6-Stunden-Regelungen teilweise eingeschränkt).
- Vertragliche Bindungen: Manche Erzeuger haben sich am Terminmarkt zur Lieferung verpflichtet und müssen bei Nichterfüllung Strafzahlungen leisten.
{{2}} Im Jahr 2023 gab es an der EPEX SPOT für die deutsche Gebotszone bereits über 300 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen – mit steigender Tendenz.
Es gibt drei Qualitäten von Regelenergie, die sich nach Aktivierungsgeschwindigkeit und Einsatzdauer unterscheiden:
| Produkt | Aktivierung | Dauer | Typische Anbieter |
|---|---|---|---|
| FCR (Frequency Containment Reserve, Primärregelleistung) | ≤ 30 Sekunden | ≤ 15 Minuten | Batteriespeicher, Pumpspeicher, schnelle Gasturbinen |
| aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve, Sekundärregelleistung) | ≤ 5 Minuten | bis 60 Minuten | Kraftwerke, Pumpspeicher, Batterien, steuerbare Lasten |
| mFRR (manual Frequency Restoration Reserve, Minutenreserve) | ≤ 15 Minuten | bis 60 Minuten | Kraftwerke, Notstromaggregate, steuerbare Lasten |
{{1}}
Wer Regelenergie anbieten möchte, muss sich zunächst präqualifizieren – also nachweisen, dass die technische Einheit (Kraftwerk, Speicher, steuerbare Last) die geforderten Leistungs- und Zeitanforderungen zuverlässig erfüllen kann. Die Ausschreibung erfolgt:
- Für FCR: täglich, als gemeinsame europäische Ausschreibung über die Plattform PICASSO (seit 2022 zunehmend harmonisiert).
- Für aFRR und mFRR: ebenfalls täglich, zunehmend über europäische Plattformen (MARI, PICASSO).
{{1}}
Die Vergütung besteht aus zwei Komponenten:
- Leistungspreis (Capacity Price): Vergütung dafür, dass die Leistung bereitgehalten wird (in EUR/MW).
- Arbeitspreis (Energy Price): Vergütung für die tatsächlich abgerufene Energie (in EUR/MWh).
Der Regelenergiemarkt ist für Batteriespeicher interessant, da sie die Anforderungen
- schnelle Reaktionszeit,
- präzise Leistungsbereitstellung,
- bidirektionaler Betrieb erfüllen.
{{1}} Insbesondere FCR: Batteriespeicher können FCR-Leistung bereitstellen, ohne tatsächlich große Energiemengen umsetzen zu müssen. Die Batterie pendelt um ihren Arbeitspunkt und stellt Leistung symmetrisch (positiv und negativ) bereit.
{{2}} Allerdings sind die FCR-Preise in den letzten Jahren deutlich gesunken, da immer mehr Batteriespeicher auf den Markt drängen. Für die Wirtschaftlichkeit eines Speichers ist es daher zunehmend wichtig, mehrere Erlösquellen zu kombinieren (Revenue Stacking): Regelenergie, Day-Ahead-Arbitrage, Intraday-Handel, Peak Shaving und ggf. weitere Dienstleistungen.
Das deutsche Energiesystem ist in Bilanzkreise (Balancing Groups) unterteilt.
Ein Bilanzkreis ist ein virtuelles Konto, in dem Einspeisungen und Entnahmen für einen bestimmten Verantwortungsbereich erfasst werden. Der Bilanzkreisverantwortliche (BKV) ist dafür verantwortlich, dass sein Bilanzkreis zu jeder Viertelstunde ausgeglichen ist.
{{1}} Weicht die tatsächliche Einspeisung von der geplanten ab, entsteht ein Ungleichgewicht (Imbalance). Der TSO gleicht dieses physisch durch Regelenergie aus und stellt dem BKV die Kosten als Ausgleichsenergie (Imbalance Energy) in Rechnung. Der Ausgleichsenergiepreis (Imbalance Price) ist in der Regel deutlich höher (oder niedriger) als der Spotmarktpreis – er wirkt als Anreiz, die eigene Prognose möglichst genau zu halten.
Ein Batteriespeicher soll FCR-Leistung bereitstellen. Welche Anforderung muss er dafür erfüllen?
[( )] Er muss innerhalb von 15 Minuten seine volle Leistung abrufen können. [(x)] Er muss innerhalb von 30 Sekunden auf Frequenzabweichungen reagieren und die angebotene Leistung bereitstellen können. [( )] Er muss mindestens 4 Stunden lang Energie liefern können. [( )] Er muss ausschließlich positive Regelenergie bereitstellen (nur einspeisen, nicht aufnehmen). [[?]] Schauen Sie auf die Aktivierungszeit von FCR in der Tabelle oben.
Was ist der Hauptgrund dafür, dass der Ausgleichsenergiepreis (Imbalance Price) in der Regel vom Day-Ahead-Preis abweicht?
[( )] Weil Ausgleichsenergie immer von Gaskraftwerken bereitgestellt wird. [(x)] Weil der Ausgleichsenergiepreis einen Anreiz setzen soll, die eigene Bilanzkreisposition möglichst genau zu halten – er ist bewusst als Strafpreis gestaltet. [( )] Weil der Ausgleichsenergiepreis politisch festgelegt wird. [[?]] Überlegen Sie, was passieren würde, wenn der Ausgleichsenergiepreis identisch mit dem Day-Ahead-Preis wäre – welchen Anreiz hätte ein BKV dann, seine Prognose zu verbessern?
Die Energiewende verändert die Struktur des Energiesystems. Statt weniger großer Kraftwerke speisen zunehmend Millionen kleiner, dezentraler Anlagen ins Netz ein – PV-Dachanlagen, kleine Windräder, Blockheizkraftwerke, Batteriespeicher. Diese Entwicklung bringt neue Akteure, neue Geschäftsmodelle und neue Anforderungen an die Steuerungstechnik hervor.
Der klassische Stromkunde war ein passiver Verbraucher: Er bezog Strom und zahlte dafür. Mit eigener PV-Anlage und Batteriespeicher wird er zum Prosumer (Producer + Consumer) – er erzeugt und verbraucht Strom, speichert ihn und speist Überschüsse ins Netz ein.
{{1}} Für den Prosumer stellt sich eine komplexe Optimierungsfrage: Wann lohnt es sich, den eigenen Strom selbst zu verbrauchen, wann ihn zu speichern, wann einzuspeisen und wann doch Netzstrom zu beziehen?
Die europäische Clean Energy for All Europeans-Richtlinie ermöglicht Energiegemeinschaften (Renewable Energy Communities, Citizen Energy Communities): Zusammenschlüsse von Bürgern, Unternehmen und Kommunen, die gemeinsam Energie erzeugen, speichern, verbrauchen und teilen.
{{1}} Das Konzept des Energy Sharing erlaubt es, lokal erzeugten Strom nicht nur physisch, sondern auch bilanziell innerhalb der Gemeinschaft aufzuteilen – potenziell unter Reduzierung von Netzentgelten und Umlagen.
Ein virtuelles Kraftwerk (Virtual Power Plant, VPP) ist ein Zusammenschluss vieler kleiner, dezentraler Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchseinheiten, die über eine zentrale Steuerungsplattform koordiniert werden und am Energiemarkt als ein Akteur auftreten.
+-----+ +-----+ +-----+ +-----+ +------+ +-----+
| PV | | PV | | Wind| |BHKW | |Batt. | |Last |
|Dach1| |Dach2| | | | | |speich| |flex.|
+--+--+ +--+--+ +--+--+ +--+--+ +--+---+ +--+--+
| | | | | |
+----+----+---------+---------+---------+----------+
|
v
+-------+--------+
| VPP-Plattform | Aggregation und Optimierung
| (Zentrale |
| Steuerung) |
+-------+--------+
|
+-----+------+
| |
v v
+------+ +--------+
|Strom-| |Regel- |
|markt | |energie-|
| | |markt |
+------+ +--------+
{{1}}
Ein VPP kann:
- am Day-Ahead- und Intraday-Markt handeln,
- Regelenergie bereitstellen,
- Flexibilität aus vielen kleinen Einheiten bündeln und vermarkten.
Ein Microgrid ist ein lokales Energiesystem, das Erzeugung, Speicherung und Verbrauch umfasst und in der Regel im Netzbetrieb (verbunden mit dem öffentlichen Netz) arbeitet, aber auch für den Inselbetrieb (autark) konzipiert werden kann.
{{1}}
Typische Microgrids finden sich:
- in Energieparks (Kombination aus PV, Wind, Speicher),
- in Industriestandorten (Eigenversorgung mit KWK, PV, Speicher),
- in abgelegenen Regionen (Inseln, Bergregionen, Entwicklungsländer),
- auf Campusgeländen (Universitäten, Krankenhäuser, Militärbasen).
Die Fähigkeit zum Inselbetrieb (Islanding) ist ein besonderes Differenzierungsmerkmal: Bei Netzstörungen kann das Microgrid sich vom öffentlichen Netz trennen und die lokale Versorgung aufrechterhalten.
Energy Sharing ist die Bezeichnung des Euopäischen Rechts für Energiegemeinschaften. Es ist in der Erneuerbaren Energien Richtlinie der Europäischen Union verankert und muss durch die einzelnen Mitgliedsstaaten umgesetzt werden.
Der Erfolg von Energy Sharing hängt wesentlich von den folgenden Akteuren ab:
- Mitglieder der Energiegemeinschaft: Konsumenten, Prosumenten, KMUs sowie lokale Behörden, die durch Eigenverbrauch oder Beteiligung finanziell und ökologisch profitieren.
- Plattformbetreiber: Organisieren den Energieaustausch durch digitale Plattformen und automatisieren Handels-, Abrechnungs- sowie Kommunikationsprozesse innerhalb der Gemeinschaft.
- Policymaker und Regulierer: Setzen Regelungen um, etwa zur Transparenz, Kostengerechtigkeit und Netznutzung.
Energy Sharing bzw. Energiegemeinschaften im Allgemeinen bieten einige Vorteile im Vergleich zu anderen Konzepten, wie dem Peer-to-Peer-Handel.
{{1}}
- Einfache Verständlichkeit:
- Das Konzept ist für Bürger:innen und regionale Akteur:innen leichter nachvollziehbar als hochkomplexe Peer-to-Peer-Handelsmechanismen.
{{2}}
- Kalkulierbarkeit:
- Energy Sharing bietet durch die Gemeinschaftsstruktur stabile, überschaubare Preisstrukturen eine bessere Kalkulierbarkeit. Im Vergleich dazu sind Peer-to-Peer- oder Dienstleistungsmärkte, von individuellen Handelsentscheidungen, volatilen Angeboten und abstrakten Preismodellen abhängig.
{{3}}
- Hohe Akzeptanz:
- Die direkte Mitbestimmung und Beteiligung fördern die gesellschaftliche Akzeptanz für eine Teilnahme sowie den Ausbau der erneuerbare Energien.
{{4}}
- Ex-Post Abrechnung:
- Die Abrechnung und Bestimmung des Energiepreises kann nach dem Bezug der Energie erfolgen (ex post), was die Organisation des Marktes deutlich erleichtert und keinen Datenaustausch in echtzeit erfordert.
{{5}}
- Technologische Machbarkeit:
- Bereits verfügbare digitale Lösungen, wie Smart Meter und automatisierte Plattformen, machen die technische Umsetzung relativ unkompliziert. Es benötigt keine automatisierte Steuerung, Bots zur Gebotsabgabe oder direkter Informationsaustausch.
{{1}}
- Technologische Infrastruktur:
- Smart Meter und Gateways: Diese ermöglichen eine zeitabhängige Leistungsmessung und ermöglichen einen digitalen Zugriff.
- Digitale Plattform: Ein gemeinsames System zur Organisation, Abrechnung und Übermittlung von Daten zwischen den Mitgliedern.
{{2}}
- Initiale Organisation:
- Initiator*innen: Eine kommunale Verwaltung, private Akteure, Bürgervereine oder Unternehmen, die die Energiegemeinschaft ins Leben rufen und den organisatorischen Rahmen schaffen.
- Rechtlicher Status: Klare vertragliche Regelungen für Beteiligungen, Investitionen und gemeinsamen Betrieb (z.B. Rechtsform wie Genossenschaften oder Vereine).
{{3}}
- Finanzierung:
- Startkapital: Aufsetzen der initialen Infrastruktur und Organisation.
- Genossenschaftliche Investitionen: Betrieb zentraler erneuerbarer Energieanlagen (z.B. PV-Anlagen, Kleinwindkraft) und Energiespeicher, die in die Gemeinschaft eingebunden werden.
{{4}}
- Engagement der Teilnehmenden:
- Demokratische Organisation: Diese erfordert engagierte Teilnehmende.
- Vorstandswesen: Verantwortung für die Organisation im Rahmen von ehrenamtlichen Engagement.
- Öffentlichkeitsarbeit: Information und Aufklärung, um die Gemeinschaft zu erweitern.
Die Energiepreise für den intern bezogenen Strom bestehen typischer Weise aus drei Komponenten.4
{{1}} Mitgliedsbeitrag als einmalige Gebühr um Mitglied der Energiegemeinschaft zu werden. Er wird z.B. genutzt, um die Anmeldung und Integration zu bezahlen oder Grundkapital aufzubauen, welches z.B. in gemeinschaftliche Anlagen investiert wird.
{{2}} Arbeitspreis sowohl für Bezug als auch für die Einspeisung (meist in Cent/kWh). Über die Differenz zwischen den beiden Preisen kann die Energiegemeinschaft Einnahmen generieren.
{{3}} Grundgebühr für Kosten, die unabhängig von der bezogenen oder erzeugten Strommenge auftreten, welche regelmäßig abgerechnet wird. Gibt es in einer Energiegemeinschaft sehr große Unterschiede bei den von Mitgliedern verbrauchten Strommengen, ist eine Staffelung der Gebühren möglich.
{{4}} Die zusätzliche Komponente sind Preise für die Reststrommengen. Für den Strom, der nicht über die EE-Gemeinschaft bezogen wird, gibt es weiterhin einen Vertrag mit einem klassischen Energieversorger. Die Energiegemeinschaft rechnet nur den intern ausgetauschten Strom ab.
In Deutschland ist Energy Sharing noch nicht umgesetzt. Dies soll sich jedoch in der Legislataturperiode ab 2025 ändern.3
Ein aktueller Gesetzesentwurf sieht die Umsetzung im Sinne der österreichischen Bürgerenergiegemeinschaft vor. Diese profitieren lediglich von geringeren Stromgestehungskosten und entfallenden Handelsmargen. So schreibt der Gesetzesentwurf: "Keine Erleichterung sieht der Gesetzentwurf hinsichtlich der weiterhin anfallenden Netzentgelte und Umlagen [...]. Dies begründet der Entwurf mit der Berücksichtigung von Interessen der Verteilnetzbetreiber und Lieferanten."5
Aufgrund der ausstehenden Entscheidung und weiterhin unklaren Ausgestaltung, wird auf eine umfangreichere Betrachtung verzichtet.
Einen grundlegenden Leitfaden zur Gründung und Initiierung von Energy Sharing Gemeinschaften in Deutschland gibt: [3].
In Österreich findet Energy Sharing bereits Anwendung.3
Unterschieden wird dort zwischen lokalen Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften, regionalen Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften und Bürgerenergiegemeinschaften.5
Stand 01/2025 gab es in Österreich über 3.000 Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften und über 500 Bürgerenergiegemeinschaften.5
Wird nicht die Erzeugung an die Nachfrage sondern die Last an das Angebot angepasst, spricht man von Demand-Side-Management (DSM).
DSM umfasst verschiedene Strategien, die sich in Eingriffstiefe und Zeithorizont unterscheiden:
| Strategie | Beschreibung | Beispiel |
|---|---|---|
| Lastverschiebung (Load Shifting) | Zeitliche Verlagerung der Last | Elektrolyseur passt Leistung an Strompreis an |
| Spitzenlastkappung (Peak Shaving) | Reduzierung der maximalen Bezugsleistung | Batterie kappt Lastspitzen |
| Lastabwurf (Load Shedding) | Kurzfristiges Abschalten | Sollwertanpassung von Klimaanlagen |
| Valley Filling | Anhebung des Verbrauchs | Elektrofahrzeuge laden nachts |
Produzierende Unternehmen verfügen über erhebliche Flexibilitätspotenziale:
- Druckluftsysteme: Kompressoren können innerhalb gewisser Grenzen zeitversetzt betrieben werden, wenn ein Druckluftspeicher vorhanden ist.
- Kühlung und Klimatisierung: Thermische Trägheit erlaubt eine zeitweise Reduktion der Kühlleistung ohne sofortige Temperaturüberschreitung.
- Elektrolyseure: Besonders flexibel, da sie ohne mechanischen Verschleiß schnell hoch- und heruntergefahren werden können.
- Schmelzöfen und thermische Prozesse: Teilweise verschiebbar, wenn ausreichend Pufferkapazität vorhanden ist.
Die zunehmende Dezentralisierung und Komplexität des Energiesystems erzeugt Datenmengen und Optimierungsprobleme, die mit herkömmlichen Methoden schwer beherrschbar sind. Künstliche Intelligenz (KI), insbesondere Methoden des maschinellen Lernens (Machine Learning), bieten vielversprechende Ansätze.
| Einsatzbereich | KI-Methode | Nutzen |
|---|---|---|
| Erzeugungsprognosen (Wind, PV) | Neuronale Netze, Gradient Boosting | Bessere Prognosen reduzieren Ausgleichsenergiekosten und verbessern die Handelsposition |
| Lastprognosen | Zeitreihenanalyse, Deep Learning | Genauere Vorhersage des Verbrauchs für Bilanzkreismanagement und Netzplanung |
| Preisvorhersage (Price Forecasting) | Regressionsmodelle, Reinforcement Learning | Optimierung von Speicher- und Handelsstrategien |
| Speicheroptimierung | Reinforcement Learning, Model Predictive Control | Maximierung der Erlöse über mehrere Märkte hinweg (Revenue Stacking) |
| Vorausschauende Wartung (Predictive Maintenance) | Anomalieerkennung, Klassifikation | Reduzierung ungeplanter Ausfälle und Wartungskosten |
| Netzplanung und -betrieb | Optimierungsalgorithmen, Simulation | Engpassmanagement, Einsatzplanung von Flexibilitäten |
Die Wirtschaftlichkeit eines Batteriespeichers hängt maßgeblich davon ab, wie gut die zukünftigen Strompreise vorhergesagt werden können. Ein typisches KI-Modell verwendet als Eingangsdaten:
- Wetterdaten (Windgeschwindigkeit, Globalstrahlung, Temperatur) → Einfluss auf EE-Einspeisung und Wärmebedarf,
- Lastprognosen → Nachfrageseite,
- Kraftwerksverfügbarkeiten → Angebotsseite,
- CO₂-Preis und Brennstoffpreise → Grenzkosten konventioneller Kraftwerke,
- historische Preisdaten → Muster und Saisonalitäten.
Auf Basis der Preisprognose entscheidet ein Optimierungsalgorithmus (z. B. Model Predictive Control, Reinforcement Learning), wann der Speicher geladen, entladen oder für Regelenergie bereitgehalten wird.
Ein digitaler Zwilling (Digital Twin) ist ein virtuelles Abbild eines realen Energiesystems – eines Windparks, eines Batteriespeichers, eines Microgrids oder eines ganzen Netzabschnitts. Er wird kontinuierlich mit Echtzeitdaten gespeist und ermöglicht:
- Simulation: „Was wäre wenn?"-Szenarien durchspielen, bevor Änderungen im realen System vorgenommen werden.
- Zustandsüberwachung: Abweichungen zwischen erwartetem und tatsächlichem Verhalten erkennen (Basis für Predictive Maintenance).
- Optimierung: Betriebsparameter im digitalen Zwilling optimieren und dann auf das reale System übertragen.
{{1}} Das Konzept des Smart Grid – des intelligenten Stromnetzes – umfasst die durchgängige Digitalisierung von der Erzeugung über das Netz bis zum Verbraucher. Ziel ist es, Angebot und Nachfrage in Echtzeit zu koordinieren, Netzengpässe zu vermeiden und die Integration dezentraler Erzeuger und Speicher zu ermöglichen. Der Microgrid Controller ist ein Baustein dieses Smart Grid – er übernimmt die intelligente Steuerung auf lokaler Ebene.
{{1}}
- Die Strommärkte sind zeitlich gestaffelt (Termin → Day-Ahead → Intraday → Regelenergie). Je näher der Lieferzeitpunkt, desto kurzfristiger und volatiler ist der Handel. {{2}}
- Die Merit-Order-Kurve erklärt die Preisbildung: Das teuerste noch benötigte Kraftwerk setzt den Preis. Erneuerbare Energien mit Grenzkosten nahe null senken den Marktpreis (Merit-Order-Effekt). {{3}}
- Negative Strompreise treten bei Überangebot auf und bieten Chancen für Speicherbetreiber. {{4}}
- Das EEG hat sich von der festen Einspeisevergütung über die Direktvermarktung zum Ausschreibungsverfahren entwickelt. Die Marktprämie verknüpft Förderung und Markt. {{5}}
- Netzentgelte mit Leistungspreiskomponente machen Peak Shaving zu einer wichtigen Erlösquelle für Speicher. {{6}}
- Der CO₂-Preis (EU-ETS) verteuert fossile Erzeugung und verschiebt die Merit-Order zugunsten emissionsarmer Technologien. {{7}}
- Dezentralisierung (Prosumer, Energiegemeinschaften, VPP, Microgrids) schafft neue Geschäftsmodelle und neue Anforderungen an intelligente Steuerung. {{8}}
- Demand-Side-Management und Flexibilitätsvermarktung werden durch den steigenden Anteil volatiler Erzeugung immer wichtiger. {{9}}
- KI verbessert Prognosen, optimiert Betriebsstrategien und ermöglicht die automatisierte Teilnahme an mehreren Märkten (Revenue Stacking).
Frage 1: Auf welchem Markt wird der wichtigste Referenzpreis für Strom in Europa ermittelt?
[( )] Terminmarkt (EEX) [(x)] Day-Ahead-Markt (EPEX SPOT) [( )] Intraday-Markt (kontinuierlicher Handel) [( )] Regelenergiemarkt (regelleistung.net) [[?]] Welcher Markt ist der liquideste Spotmarkt?
Frage 2: Welche Kosten sind in den Grenzkosten eines Gaskraftwerks enthalten?
[[x]] Brennstoffkosten (Erdgas) [[x]] CO₂-Zertifikatskosten [[x]] Variable Betriebskosten [[ ]] Investitionskosten (Bau des Kraftwerks) [[ ]] Personalkosten [[?]] Grenzkosten umfassen nur die Kosten, die durch die Erzeugung einer zusätzlichen MWh entstehen.
Frage 3: Ein Batteriespeicher hat einen Round-Trip-Wirkungsgrad von 90 %. Er lädt in einer Stunde mit einem Strompreis von −20 EUR/MWh und entlädt in einer Stunde mit einem Preis von 80 EUR/MWh. Wie hoch ist der Gewinn pro eingespeicherter MWh (vor Fixkosten)?
[[ ... ]]
[[?]] Beim Laden zu negativem Preis erhält der Betreiber Geld (das geht als positiver Beitrag in den Gewinn ein). Der Erlös beim Entladen muss mit dem Wirkungsgrad verrechnet werden: Aus 1 MWh Ladung werden nur 0,9 MWh Entladung. Gewinn = 0,9 × 80 + 1 × 20 = 72 + 20 ≈ 92 EUR. Aber hier wird pro eingespeicherter MWh gefragt, daher: Erlös = 0,9 × 80 + 20 = 92 EUR. Hmm, rechnen Sie nochmal nach: Pro 1 MWh Ladung: Einnahme beim Laden = +20 EUR (negativer Preis!), Einnahme beim Entladen = 0,9 MWh × 80 EUR/MWh = 72 EUR. Gesamtgewinn = 20 + 72 = 92 EUR. Geben Sie 92 ein.
@approx(102.22)
Frage 4: Was versteht man unter dem »Missing-Money-Problem«?
[( )] Fehlende Subventionen für erneuerbare Energien. [(x)] Konventionelle Kraftwerke können durch sinkende Börsenstrompreise (Merit-Order-Effekt) ihre Fixkosten nicht mehr decken, obwohl sie als gesicherte Leistung weiterhin benötigt werden. [( )] Netzbetreiber erhalten zu geringe Netzentgelte. [( )] Batteriespeicher sind zu teuer für den Regelenergiemarkt. [[?]] Denken Sie an den Zusammenhang zwischen Merit-Order-Effekt, sinkenden Laufzeiten konventioneller Kraftwerke und deren Fixkostendeckung.
Frage 5: Welche der folgenden Strategien gehören zum Demand-Side-Management?
[[x]] Lastverschiebung (Load Shifting) [[x]] Spitzenlastkappung (Peak Shaving) [[ ]] Bau neuer Übertragungsleitungen [[x]] Lastabwurf (Load Shedding) [[ ]] Erhöhung der Einspeisevergütung [[?]] DSM betrifft die Nachfrageseite – nicht den Netzausbau oder die Erzeugungsförderung.
Frage 6: Was ist der Hauptvorteil eines virtuellen Kraftwerks (VPP) gegenüber einer einzelnen dezentralen Anlage?
[( )] Ein VPP erzeugt mehr Strom als die Summe seiner Einzelanlagen. [(x)] Ein VPP kann durch Aggregation vieler kleiner Einheiten Mindestgebotgrößen an den Energiemärkten erreichen und Flexibilität gebündelt vermarkten. [( )] Ein VPP benötigt keine Kommunikationsinfrastruktur. [( )] Ein VPP ersetzt den Netzbetreiber bei der Frequenzhaltung. [[?]] Denken Sie an die Mindestmengen, die für die Teilnahme am Regelenergiemarkt oder am Börsenhandel erforderlich sind.
Frage 7: Welche der folgenden Funktionen kann ein virtuelles Kraftwerk (VPP) erfüllen?
[[x]] Bündelung vieler kleiner Erzeuger und Speicher zu einem handelbaren Portfolio [[x]] Teilnahme am Regelenergiemarkt durch Aggregation von Flexibilität [[ ]] Betrieb des Übertragungsnetzes als Ersatz für den TSO [[x]] Vermarktung am Day-Ahead- und Intraday-Markt [[?]] Ein VPP ist ein Marktakteur, kein Netzbetreiber.
Frage 8: Welche der folgenden Aussagen zu KI im Energiesystem sind korrekt?
[[x]] KI-basierte Preisprognosen können die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern verbessern, indem sie Lade- und Entladeentscheidungen optimieren. [[ ]] KI ersetzt die physikalischen Gesetze der Netzstabilität (z. B. Frequenzhaltung). [[x]] Ein digitaler Zwilling kann zur Simulation und Optimierung eines Microgrids verwendet werden, bevor Änderungen im realen System vorgenommen werden. [[x]] Predictive Maintenance nutzt KI-Modelle, um ungeplante Anlagenausfälle vorherzusagen und zu vermeiden. [[ ]] Für KI-gestützte Optimierung benötigt man keine Echtzeitdaten, da historische Daten ausreichen. [[?]] KI ergänzt physikalische Grundlagen und Echtzeitdaten – sie ersetzt weder das eine noch das andere.
Footnotes
-
Tierney, S. F., Schatzki, T., & Mukerji, R. (2008). Uniform-pricing versus pay-as-bid in wholesale electricity markets: does it make a difference?. New York ISO, 5. http://kylewoodward.com/blog-data/pdfs/references/tierney+schatzki+mukerji-new-york-iso-2008A.pdf ↩
-
Bundesnetzagentur: Anreizregulierung von Strom- und Gasnetzbetreibern. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Netzentgelte/Anreizregulierung/start.html ↩
-
Value of Lost Load (VoLL) in DE liegt etwa bei 15 Euro/kWh nach http://dx.doi.org/10.3389/fenrg.2015.00055 ↩ ↩2 ↩3
-
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena). Leitfaden zur Umsetzung von Energy Sharing Communities in Deutschland. 2025. https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2025/Leitfaden_zur_Umsetzung_von_Energy_Sharing_Communities_in_Deutschland.pdf ↩
-
Deutscher Bundestag. Gesetzentwurf zum „Energy Sharing“. 2024. url: https://www.bundestag.de/resource/blob/1042898/WD-5-179-24-pdf.pdf ↩ ↩2 ↩3