Merit-Order

Grundidee der Merit-Order

Die Merit-Order („Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit“) ordnet die für einen Stromhandelsmarkt verfügbare Kraftwerksleistung nach steigenden Grenzkosten. Grenzkosten sind die zusätzlichen Kosten, die bei der Erzeugung einer weiteren Stromeinheit entstehen.

Im vereinfachten Modell des kurzfristigen Stromhandels ist die Merit-Order die Angebotskurve. Die meist als preisunabhängig angenommene Nachfrage beziehungsweise Residuallast wird als senkrechte Linie dargestellt. Am Schnittpunkt mit der Angebotskurve entsteht der Strompreis.

Bei perfektem Wettbewerb sind Anbieter Preisnehmer: Sie können den Preis nicht selbst bestimmen. Sie bieten Erzeugung an, wenn der erzielbare Preis über ihren Grenzkosten liegt. Das Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten, das zur Deckung der Nachfrage gerade noch benötigt wird, bestimmt den Marktpreis für alle günstigeren Anbieter. Es heißt Grenzkraftwerk; gemeint ist nicht ein Kraftwerk an einer Staatsgrenze.

Modell und tatsächlicher Stromhandel

Das Modell beschreibt Spotmarktpreise so, als würden in jeder Stunde die gesamte Nachfrage und eine nach variablen Erzeugungskosten geordnete Angebotskurve in einer einseitigen Pay-as-Clear-Auktion zusammengeführt. Pay-as-Clear bedeutet: Alle erfolgreichen Gebote erhalten den einheitlichen Marktpreis. Statt der gesamten Nachfrage kann die Residuallast verwendet werden, also die Nachfrage nach Abzug der Einspeisung erneuerbarer Energien; das führt zum gleichen Ergebnis.

Die Wirklichkeit ist komplexer. Prognostizierte Kraftwerkseinsatzpläne und erwartete Absatzlastgänge werden oft ein oder mehrere Jahre im Voraus auf Terminmärkten gehandelt. Die EPEX-Spot-Day-Ahead-Auktion bestimmt idealerweise für jede Stunde des Folgetags einen europaweit einheitlichen Preis und dient als Ausgleichsmarkt für unerwartete Mengenänderungen. Das Handelsvolumen an den Terminmärkten ist dabei mehr als siebenmal so hoch wie an den Spotmärkten.

Konventionelle Kraftwerke können meist nicht für einzelne Stunden an- und abfahren. Deshalb geben sie auch Blockgebote über mehrere Stunden ab. Der notwendige Durchschnittspreis muss Brennstoff- sowie An- und Abfahrkosten decken; eine einfache stündliche Angebotskurve existiert daher zunächst nicht. Blockgebote werden im Preisermittlungsalgorithmus der EEX separat behandelt.

Trotzdem kann das Modell große Preiseffekte erklären: Physikalisch muss die Nachfrage in jeder Stunde genau gedeckt werden. Kraftwerke entscheiden täglich am Spotmarkt nach dem Make-or-Buy-Prinzip, ob sie selbst produzieren oder Strom kaufen. Zudem gelten die Strommärkte als arbitragefrei: Terminpreise können nicht vorhersehbar dauerhaft über oder unter Spotpreisen liegen. Das einfache Modell vernachlässigt jedoch unter anderem Mindestlaufzeiten, An- und Abfahrrampen, Fernwärmeverpflichtungen und Startkosten. Diese Faktoren sowie Blockgebote können negative Preise und extreme Preisspitzen erzeugen; komplexere Fundamentalmodelle können sie abbilden.

Gaspreisschock und Marktdesign 2021/2022

Die Day-Ahead-Spotmarktpreise in Deutschland stiegen bereits Mitte 2021 deutlich. ACER, die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden, bezeichnete die Energiekrise im April 2022 im Wesentlichen als „Gaspreis-Schock“, der auch die Elektrizitätspreise beeinflusste. Besonders bei geringer Einspeisung erneuerbarer Energien und hoher Residuallast bestimmen Gaskraftwerke häufig den Strompreis.

Der Krieg in der Ukraine ab Februar 2022 verstärkte die Entwicklung; Ende August erreichte der tägliche Durchschnittspreis an der Strombörse einen Höhepunkt. Dadurch wurde erneut über Pay-as-Clear und das Gebotspreisverfahren Pay-as-Bid diskutiert. Nach ACER wären Vorteile von Pay-as-Bid ein „Mythos“: Pay-as-Clear maximiere den gesellschaftlichen Nutzen, während Gebotspreise eine ineffizientere Einsatzreihenfolge und schwächeren Wettbewerb bewirken würden. ACER bewertete das bestehende Marktdesign als geeignet für eine effiziente und sichere Stromversorgung und sprach sich für dessen Beibehaltung aus.

Fraunhofer ISE berichtete, dass von Januar bis August 2022 etwa die Hälfte des erzeugten Stroms aus Wind, Sonne, Biomasse und Wasser stammte, aber 14 % durch Gaskraftwerke erzeugt wurden. Diese waren nach der Merit-Order häufig preissetzend. Robert Habeck wollte deshalb Anfang September 2022 auf EU-Ebene Strom- und Gaspreise entkoppeln. Am 30. September 2022 wurden EU-Maßnahmen mit kleinen Änderungen angenommen: Nachfragesenkung, Obergrenzen für Markterlöse und Regeln zur Verteilung von Überschusserlösen, vorübergehend niedrigere Endkundenpreise für Haushalte sowie kleine und mittlere Unternehmen und ein befristeter Solidaritätsbeitrag auf Überschussgewinne im Öl-, Gas-, Kohle- und Raffineriebereich.

Effekt erneuerbarer Energien

Der Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien bedeutet, dass Strom aus Wind- und Solaranlagen mit sehr geringen Grenzkosten Kraftwerke mit hohen Grenzkosten verdrängt. Die nicht disponiblen, also nicht nach Bedarf steuerbaren Einspeisungen decken einen Teil der Verbraucherlast. Dadurch sinkt die Restlast beziehungsweise Residuallast, die konventionelle, steuerbare Erzeuger liefern müssen.

Bei einer Verringerung der Restlast von N₁ auf N₂ sinkt der Marktpreis von p₁ auf p₂. Teure Spitzenlastkraftwerke werden seltener benötigt; häufiger bestimmen Grundlast- oder Mittellastkraftwerke mit geringeren Grenzkosten den Preis. Der Preis sinkt um Δp infolge des Nachfragerückgangs ΔN im konventionellen Kraftwerkspark. Gleichzeitig sinkt der Deckungsbeitrag günstiger Grundlastkraftwerke, etwa Laufwasser-, Atom- und Braunkohlekraftwerke.

Eine Nettoentlastung kann entstehen, wenn die Ausgabenreduktion für konventionellen Strom (p₁ − p₂) · N₂ größer ist als die Mehrausgaben für erneuerbaren Strom (N₁ − N₂) · (p_EEG − p₁). Die Steigung der Merit-Order-Kurve beträgt (p₁ − p₂)/(N₁ − N₂). Eine Entlastung ist nach der Darstellung besonders möglich, wenn diese Kurve bei hoher Last steil ist und p_EEG nur wenig über p₁ liegt, beispielsweise an manchen Wintertagen mit mäßigem Windertrag.

Gemessene Wirkungen und Kritik

Eine Veröffentlichung von Eon und der Universität Duisburg-Essen errechnete Mitte 2006 einen durchschnittlichen marktpreissenkenden Effekt von 1,9 €/MWh pro GW Windstromeinspeisung. Eine Fraunhofer-ISI-Studie für 2006 bezifferte Marktwert erneuerbarer Energien auf 2,5 Mrd. €, den Merit-Order-Effekt auf 4,98 Mrd. € und die EEG-Vergütung auf 5,4 Mrd. €. Für 2011 und 2012 ermittelte eine Nachfolgestudie eine Senkung des Baseload-Preises um 8,9 €/MWh beziehungsweise 0,89 ct/kWh und, bezogen auf den deutschen Stromverbrauch, 4,88 Milliarden Euro Entlastung durch niedrigere Stromhandelspreise. Studien aus 2014 und 2016 betonten jedoch, dass vor allem energieintensive, von der EEG-Umlage ganz oder teilweise befreite Unternehmen profitieren. Für 2013 stellte eine Untersuchung 20,4 Mrd. Euro EEG-Umlage 31,6 Mrd. Euro Börsenpreissenkungen gegenüber; die Einsparung von etwa 11,2 Mrd. Euro sei aber sehr ungleich verteilt gewesen.

Die Monopolkommission bestätigt die kurzfristige Kostensenkung, bezweifelt aber eine dauerhafte Wirkung. Mittellastkraftwerke mit hohen Fixkosten und niedrigen variablen Kosten könnten wegen zu weniger Betriebsstunden ihre Fixkosten nicht mehr decken und langfristig aus dem Markt ausscheiden. Dann würden wieder Spitzenlastkraftwerke mit niedrigen Fixkosten und hohen variablen Kosten den Restbedarf decken; das frühere Preisniveau könne zurückkehren. Das Bundeskartellamt verwies 2011 darauf, dass langfristig mehr flexible Anlagen mit höheren Grenzkosten gebraucht werden könnten.

Zudem stehen laut Monopolkommission niedrigeren Börsenpreisen Kosten der EEG-Umlage, höhere Regelenergiekosten und Kosten des Netzausbaus gegenüber. Eine Analyse des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln von 2012 hält dagegen auch nach Anpassung des Kraftwerksparks einen preissenkenden Effekt für möglich. Sie betont, Preiseffekte nicht mit Kosten- oder Wohlfahrtseffekten zu verwechseln: Billig angebotener Strom kann ins Ausland abfließen, während die Einspeisekosten vollständig deutsche Verbraucher tragen. Fehlende Deckungsbeiträge konventioneller Anlagen führten zur Debatte über Kapazitätsmärkte; das Weißbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie von 2015 lehnte sie als Bestandteil des Strommarktdesigns ab.