Diskussion:Merit-Order/Archiv/1

Diese Seite ist ein Archiv abgeschlossener Diskussionen. Ihr Inhalt sollte daher nicht mehr verändert werden. Benutze bitte die aktuelle Diskussionsseite, auch um eine archivierte Diskussion weiterzuführen.

Um einen Abschnitt dieser Seite zu verlinken, klicke im Inhaltsverzeichnis auf den Abschnitt und kopiere dann Seitenname und Abschnittsüberschrift aus der Adresszeile deines Browsers, beispielsweise

[[Diskussion:Merit-Order/Archiv/1#Thema 1]]

oder als Weblink zur Verlinkung außerhalb der Wikipedia

https://de.wikipedia.org/wiki/Diskussion:Merit-Order/Archiv/1#Thema_1

Kritik

Der Artikel ist etwas eigenartig formuliert. Der Merit-Order Mechanismus wird unter folgendem Link sehr gut erklärt: http://basis.gruene.de/bag.energie/papiere/eeg_diplarbeit_schroeter_lang.pdf

Der Link stammt von: http://www.energieverbraucher.de/de/Energiebezug/Strom/Stromwirtschaft/Stromerzeugungs__kosten/site__1091/

Der Merit Order Effekt senkt zwar die Kosten der EEG-Stromerzeugung, wird aber meines Erachtens überschätzt, da die Kosten der EEG-Stromerzeugung wesentlich über denen der teuersten Spitzenklastkraftwerke liegen, die Spitzenlastkraftwerke aber nur eine sehr begrenzte Betriebsdauer aufweisen. Die Bereitstellungskosten (im wesentlichen die Finanzierung) für die Spitzenlastreserve sind trotzdem noch vorhanden. Der Merit Order Effekt besteht also nur darin, daß die Spitzenlastkraftwerke ein paar Betriebstunden weniger aufweisen...

• das ist so nicht ganz korrekt. Es geht nicht nur um die (teuren) Spitzenlast-Tarife, sondern darum, dass zu diesen Tarifen alle Erzeuger entlohnt werden und so kann das letzte teuerste Kraftwerk, auch wenn es nur 2 Stunden am Tag läuft, den Gesamtpreis bestimmten. Auf dauer fliegt er selbstverständlich raus. Problematisch wäre es, wenn ein Anbieter 2 Kraftwerke besitzt - ein effizientes und ein teures - und Quersubventionierung betreibt. Dazu fehlen mir aber die Infos - es handelt sich um MEINE Überlegungen und/oder Spekulationen - die im Artikel nichts zu suchen haben - sondern höchstens in der "Diskussion". --Andreas Rudi 14:37, 20. Sep. 2007 (CEST)

Nichts desto trotz: Der Merit-Order Effekt ist es wert, in Wikipedia zu erscheinen. Schön wäre ein Artikel zu Merit-Order, der den Mechanismus erklärt, nachdem die Kraftwerke gefahren werden, und ein Artikel zum Merit-Order-Effekt. --Gerd Finger84.57.250.121 22:40, 14. Aug. 2007 (CEST)

• völlig deiner Meinung: was eigenständiges über den Merit-Order-Effekt - mit ausführlicher Info über die Funktionsweise und Auswirkungen muss her. Angesichts aber der recht knappen Infos, die im Moment hier zu finden sind - bringt uns ein Splitting des Artikels nicht weiter. --Andreas Rudi 10:56, 20. Sep. 2007 (CEST)

Natürlich sind die Bereitstellungskosten für die Spitzenkraftwerke nach wie vor vorhanden, trotzdem werden die Kosten für den STROMVERBRAUCHER aber geringer, wenn ich das richtig verstanden habe. Und ob die Betreiber der Kraftwerke (im allgemeinen börsennotierte Unternehmen), die durch die EEG-Anlagen nicht zum Zug kommen, weniger Einnahmen haben, kann der Allgemeinheit ja egal sein, oder?

--Michael Mischkot 23:49, 30. Aug. 2007 (CEST)

• Die Argumentation funktioniert aber nur, wenn der Effekt einer Preissenkung wg. des MO-Effekts die Subventionen der EEG überwiegt. Der Aussage des Umweltministeriums nach funktioniert es ja (noch?), daher scheinen mir die Vorwürfe von Radfahrer nicht plausibel.--Andreas Rudi 14:46, 20. Sep. 2007 (CEST)

Hier der Text von Radfahrer (Dieser Text ist nicht von mir!!! -- Radlfahrer 20:31, 20. Sep. 2007 (CEST):

• Jedoch spricht gegen diese Merit-Order-Variante der Windkraftindustrie, dass Atomstrom mit 2 Cent und anderer herkömmlicher Strom mit ca. 3 - 4 Cent produziert wird, jedoch regenerativer Strom den Steuerzahler 7 - 55 Cent/kWh + Arbeitsplatzförderungen von 150.000,00 €/anno Arbeitslatz kostet. Die Belastung des Steuerzahlers sinkt nicht, sie erhöht sich extrem durch den Ausbau der regenerative Energien. Öffentliche Mitel werden gebunden und stehen nicht mehr für den Ausbau des Bildungssystems oder anderer Vorhaben zur Verfügung. Die Gewinne der regenerativen Energieerzeuger - bezahlt durch den deutschen Steuerzahler - fließen zum großen Teil ins Ausland ab. Durch die enorme finanzielle Mehrbelastung des Bürgers durch die regenerative Stromerzeugung, können Handwerkerleistungen nicht mehr geordert werden oder der Einzelhandel verzeichnet sinkende Unmsätze. Eine Betrachtung der gesamten volkswirtschaftlichen Auswirkungen der regeneriativen Förderpolitik muss erfolgen. Gegen die geradezu unbedeutenden o.g. theoretischen Einsparungen stehen die in Meseberg verabschiedeten zusätzlichen 200 Milliarden € für den weiteren Ausbau auch der Windenergie in Deutschland. Das bedeutet für jeden Bürger eine Mehrbelastung ab nächsten Jahr von 230,00 €. Eine 4 köfige Familie muss somit über 1000,00 € mehr im Jahr für die Regenerativen (ber Steuer-, Preis- und Abgabenerhöhungen) aufbringen. Das ist der - für den Bürger - reale und bemerkenswerter Merit-Order-Effekt! Der Absatz an Gewinn wird in wenige Taschen konzentriert. Auch der Strompreis wird erheblich steigen. Warum? Weil die Steuern auf Strom und Brennstoffe angehoben werden müssen.

Spekulationen, Polemik, Verwendung quantitativer Daten ohne Quellenangaben etc. gehören hier nicht hin. Im Artikel wird nur die Funktionsweise von Merit-Order, Begründung durch Politik, Auswirkungen auf den Energie-Sektor beschrieben - und natürlich auch Kritik zu MERIT ORDER! Keine pauschale Aussagen über "das Versagen" der Umweltpolik als Ganzes. Wie Sie auf 200 Milliarden kommen (~250 Milliarden Höhe des Bundeshaushalt) ist schleierhaft - vermutlich handelt es sich um eine Aggregation aus mehreren Jahren). Die Summe dann unzulässig durch 80 Millionen (Anzahl der Bürger) zu teilen, um auf falsche Zahl zu kommen - ist ebenso merkwürdig wie Ihre Multiplikation von 230 mit 4, bei der Sie auf über 1000€ kommen. Daher eine Bitte an Radfahrer: sich an Anforderungen der Wikipedia zu halten. --Andreas Rudi 10:56, 20. Sep. 2007 (CEST)

PS: Hier ist z.B. von 3.6 mrd. die Rede, was zwar gegenüber 3.2 mrd. im Jahr 2006 eine Steigerung bedeutet, aber immer noch in gleicher Dimension liegt. Also von 200 mrd (Gesundheitsetat in .de ~240mrd) kann keine Rede sein: mit der Strohmann-Argumentation übertreiben Sie schon deutlich. --Andreas Rudi 16:34, 20. Sep. 2007 (CEST)

Sorry, Radlfahrer, der Text stammt in der Tat von einem unregistrierten User. --Andreas Rudi 09:13, 16. Okt. 2007 (CEST)

Der letzte Absatz unter "Auswirkungen und Ziele" stellt Atomstrom an den Pranger, die ideologische Färbung ist offensichtlich. Kann das vielleicht jemand umformulieren? Und sinnvolle Quellen dafür angeben?--Reckerl 19:44, 22. Jan. 2008 (CET)

• "Es wird behauptet, dass durch die Einspeisung von Windstrom der Strompreis an der Börse sinkt. Dies gilt jedoch nur, wenn die ersetzten thermischen Kraftwerke teurer als die Windkraftanlagen produzieren." Wieso, nur wenn die Windkraft billiger ist? Die Windkraft wird doch nicht an der Börse gehandelt. Somit sinkt die Stromnachfrage an der Börse (an der pimär konventionelle Energie gehandelt wird) und gemäß des erläuterten Merit Order Effekts sinkt somit der Preis _an der Börse_. Dass der sich ergebende Gesamtpreis aus an der Bösrse gehandeltem Strom + EEG-Strom nur sinkt, wenn EEG billiger ist als die "verdrängten" konventionellen Kraftwerke, ist ja eine andere Geschichte ... --Ruben

Die Erläuterung zur zweiten Abbildung ("Merit-Order-Effekt") ist m.E. kaum nachvollziehhbar

• "Die am Vortag durch Schätzung ermittelte Nachfrage (grün) ist unelastisch und wird zunächst aus den Quellen nach dem EEG befriedigt, so dass nur die Restnachfrage - die sogenannte residuale Last - von den konventionellen Stromerzeugern getragen wird, wobei die teuersten nicht mehr zum Zuge kommen und der so ermittelte Strompreis um Δp sinkt."

In der Abb. sind zwei N-Funktionen eingezeichnet, mit dem Pfeil wird eine Verschiebung der N-Funktion suggeriert - also eine Änderung des Nachfrageverhaltens; hierzu fehlt eine verständliche Begründung. (nicht signierter Beitrag von 141.30.136.22 (Diskussion) 10:29, 3. Jun. 2011 (CEST))

Polemik und Politisierung des Artikels

• Die Kosteneinsparungen durch Preissenkungen über den Merit-Order-Effekt der Atomkraft lagen in Deutschland im Jahre 2006 bei weit über 20 Mrd. €. Dies wird relativiert von der Tatsache, daß für den Preis von Atomstrom ohnehin keine Kostenwahrheit besteht, insofern auch hier wesentliche volkswirtschaftliche Kosten nicht in die Preisgestaltung einfließen: eine angemessen hohe Haftpflichtversicherung, sowie angemessene Rücklagen für die bis heute technisch nicht gelöste und daher finanziell gar nicht seriös berechenbare Endlagerung des Mülls über viele tausend Jahre. Außerdem wurde und wird Atomenergie selbstverständlich auch ausgiebig gefördert (Euratom, Bund [1]).

Zum einen werden hier falsche Zahlen genannt: im Artikel findet man bereits gut belegte Daten über die Höhe der Kosteneinsparungen! Die Datenangaben in der Quelle sind ebenfalls unseriös: da werden die gesamten Förderung der Atomenergie und der erneuerbaren der letzten 34(!) Jahre miteinander verglichen. Die unerwähnte Tatsache, dass die Atomenergie jahrzehntenlang eine tragende Säule der Energiewirtschaft war und in der Vergangenheit entsprechend gefordert wurde, läßt jedoch einen Zahlenvergleich mit dem recht neuen Trend hin zu EE-Stromerzeugung der letzten Dekaden nicht zu. Auch die Spekulationen über die fehlende "Kostenwahrheit", Angemessenheit der Höhe der Haftpflichtversicherung sowie "volkswirtschaftliche Kosten" der Atomenergie haben mit dem Thema des Artikels nichts zu tun! --Andreas Rudi 10:11, 4. Jun. 2008 (CEST)

Unzutreffend benannt und unausgewogen

1) Dieser Artikel erscheint mir fehlbenannt, da er sich inhaltlich schwerpunktmßig mit dem sog. 'Merit-Order-Effekt der erneuerbaren Energien' befaßt, der selbst wiederum ein Unterthema allgemeiner Merit-Order-Effekte der Strommärkte darstellt. Hier wurde also ein sehr spezialisiertes Thema direkt unter einem Hauptthema eingeordnet, welches aufgrund seiner Komplexität sicherlich einen eigenen Eintrag verdient hätte.

Von daher schlage ich vor, diesen Artikel künftig unter 'Merit-Order-Effekt' zu führen bzw. zu verschieben.

2) Weiterhin fällt mir auf, daß in dem Artikel sachliche und begründete Kritik an dem behaupteten Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien nicht auftaucht. Die Berücksichtigung solcher Kritik sehe ich für die Ausgewogenheit als erforderlich an. Ich verweise hier beispielhaft auf zwei mE ausreichend qualifizierte, kritische Veröffentlichungen:

Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln, EWI Working Paper, Nr. 07/3, Anmerkungen zur aktuellen Diskussion zum Merit-Order Effekt der erneuerbaren Energien

Fachgespräch zum 'Merit-Order-Effekt' im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin, 07.09.2007

Ich schlage deshalb vor, den Artikel explizit um die Kritik zu erweitern, daß der genannte Effekt fachlich durchaus kontrovers diskutiert wird und entsprechende Literaturverweise zu ergänzen.

--WFlamme (14:46, 16. Jul 2009 (CEST), Datum/Uhrzeit nachträglich eingefügt, siehe Hilfe:Signatur)

Der Merit-Order-Effekt ist eine Tatsache (siehe Zu schön um wahr zu sein?) und wird nicht in Frage gestellt. Da er auf einer nicht ausgewogenen Kraftwerkstruktur (Überhang von Grundlastkapazitäten) in Bezug zu einer veränderten Nachfrage (Wahrscheinlichkeitsverteilung der Restlast) beruht, egalisiert sich der Effekt, sobald die Kraftwerksstruktur wieder zur Nachfragestruktur passt. Dieser Anpassungsprozess dauert aufgrund der ökonomischen Trägheit oder Duration bestehender Kraftwerksbauten Jahrzehnte. Solange wird ein Merit-Order-Effekt zu beobachten sein. Die einzige wirkliche Frage ist, wie lange diese Übergangszeit dauern wird. --Gunnar 21:48, 27. Nov. 2010 (CET)

Auswirkung Differenzkosten

Zur Erläuterung der Aussage "Die niedrigeren Börsenpreise bedingen ihrerseits höhere EEG-Differenzkosten. Dadurch ergibt sich eine höhere EEG-Umlage für den normalen Stromkunden. [..] Die höheren Differenzkosten werden allerdings überkompensiert, solange nicht nur EEG-Strom, sondern auch konventionell erzeugter Strom erzeugt wird." schreibe ich gerne das folgende Rechenbeispiel. Niedrigere Börsenpreise senken den aktuellen Marktwert für Strom an der Börse, z.B. von 50 auf 40 €/MWh. Angenommen dies wird ausgelöst durch eine EEG-Einspeisung von 10 GW (Restlast reduziert sich von 60 GW auf 50 GW). Gegenüber dem ursprünglichen Börsenpreis von 50€/MWh hat man bei 100 €/MWh durchschnittlicher EEG-Vergütung eine um 10 €/MWh gestiegene Differenzkosten (100 T€ pro Stunde mehr). Allerdings wird auch der Börsenpreis um genau diese 10 Euro gesenkt. Für die 10 GW EEG-Strom (100 T€/h weniger) ist es also ein rechte-Tasche-linke-Tasche Spiel. Was man als Verbraucher auf der einen Seite zusätzlich ausgibt, bekommt man auf der anderen Seite wieder herein. Das betrifft aber nur den EEG-Strom: der konventionelle Strom wird ebenfalls günstiger (500 T€/h weniger), ohne zusätzliche Ausgabensteigerung auf der EEG-Umlagerechnung. Daher werden die höheren EEG-Differenzkosten durch den Merit-Order-Effekt gemäß diesem einfachem Strommarktmodell alleine innerhalb der EEG-Strommengen ausgeglichen. Darüberhinaus geben die höheren EEG-Differenzkosten durch gesunkene Börsenpreise (Merit-Order-Effekt) innerhalb der Nicht-EEG-Strommengen einen positiven Effekt auf die Gesamtbilanz für den Verbraucher - das heisst nicht, dass die Differenzkosten komplett wegfallen (das betrifft nur Sonderfälle), aber sie werden kleiner. Ein niedriger Börsenpreis schadet somit - solange noch Nicht-EEG-Strom im Markt gehandelt wird - dem Verbraucher nicht. -- Gunnar 09:06, 5. Jan. 2011 (CET)

Nein, die Differenzkosten sind kein Nullsummenspiel. Es wird natürlich schon rein logisch nicht derjenige ein Produkt kaufen, der es selbst zum Verkauf anbietet. Und selbst wenn: wenn man Strom zu einem höheren Preis als dem Marktpreis einkauft, diesen zum Marktpreis verkauft und dann wieder zum selben Preis einkauft, dann ist der Saldo in jedem Fall negativ. Am Ende zahlen die inländischen Verbraucher für EEG-Strom immer mindestens die Einspeisevergütung und nicht den niedrigeren Börsenpreis. Die Einspeisevergütung als solche wirkt in jedem Fall preistreibend, solange die Einspeisevergütung den Marktpreis übersteigt - das ist trivial. Denkbar wäre, dass der errechnete Merit-Order-Effekt die Mehrkosten des EEG übersteigt. Auf keinen Fall aber lässt sich logisch herleiten, dass dies immer der Fall ist. Es ist sowieso nicht möglich, den Merit-Order-Effekt mit den Differenzkosten zu vergleichen. Denn die Differenzkosten sind exakt messbar, das Merit-Order-Modell hingegen beruht auf grob realitätsfernen Annahmen und kann folglich keine realitätsnahen Zahlen liefern. So schließt das Modell z. B. eine Unterscheidung von Grund-, Mittel- und Spitzenlast aus, die aber in der Realität einen sehr großen Einfluss auf den Strommix hat, während dieser im Modell ausschließlich von den aktuellen Preisen bestimmt wird.-- FfD 17:25, 5. Jan. 2011 (CET)

Ich glaube du verwechselst hier zweierlei:

1. Merit-Order-Effekt > Differenzkosten und

2. zunehmende Differenzkosten = Abnehmender Strombezugspreis

Punkt 1 ist weiter oben schon geklärt worden. Diese Situation kann unter bestimmten Rahmenbedingungen eintreten ("Arbeitspunkt" liegt an steilem MO-Kurvensegment & moderater Aufpreis der EEG-Vergütung gegenüber dem aktuellen Marktpreis, d.h. am frühen Abend ein Prise Wind an einem Wintertag). Punkt 2 ist trivial. Einer Börsenpreissenkung um 10 EUR/MWh verursacht bei jeder MWh EEG-Strom eine Erhöhung der Differenzkosten um 10 Euro. Gleichzeitig kann aber diese MWh aber auch zu einem 10 EUR niedrigerem Preis an der Börse eingekauft werden. Die These, dass durch absackende Preise die Differenzkosten erhöht werden, stimmt - dass dadurch der Verbraucher benachteiligt wird ist falsch. Es steht auf einem anderem Blatt, dass der Retail-Markt aufgrund der Wechselunwilligkeit von Tarifkunden nicht perfekt ist und die Vorteile der niedrigen Börsenstrompreise nur langsam und mittelbar an den Endverbraucher weitergegeben werden. Dies hat nichts mit dem Merit-Order-Effekt zu tun, sondern ist wie die Bundesnetzagentur auch schon betont hat, eher Anlass, sich einen neuen Stromversorger zu suchen und die Wettbewerbsintensität zu erhöhen. --Gunnar 14:40, 6. Jan. 2011 (CET)

Erstens hast du keinen Einwand widerlegt. Zweitens, selbst wenn du es getan hättest, wäre die Behauptung immer noch Theoriefindung und damit ein Verstoß gegen die Wikipedia-Richtlinien. Letzteres ist für sich Grund genug für die Löschung und darum lösche ich das jetzt.-- FfD 17:21, 6. Jan. 2011 (CET)

Wieso Theorienfindung? Das ist ein algebraisches Faktum, was jeder nachvollziehen kann - dazu muss man keine Theorie erfinden. Plus- und Minus-Rechnung reicht, wenn man will auch noch die Multiplikation. Mich stört einfach die Aussage, dass die zunehmenden Differenzkosten durch einen abnehmenden Börsenpreis schlecht für den Verbraucher sind. Was verstehst Du an der Aussage nicht Einer Börsenpreissenkung um 10 EUR/MWh verursacht bei jeder MWh EEG-Strom eine Erhöhung der Differenzkosten um 10 Euro. Gleichzeitig kann aber diese MWh aber auch zu einem 10 EUR niedrigerem Preis an der Börse eingekauft werden. Es geht doch nicht um die Frage (Punkt 1), wann der MO-Effekt je nach Arbeitspunkt auf MO-Kurve die Differenzkosten komplett kompensieren kann, sondern um die Kritik, die niedrigen Börsenpreise schaden dem Letztverbraucher. Das ist aber wie oben vorgerechnet ein Nullsummenspiel. Welchen Einwand meinst Du? Es geht in dem Absatz um das Delta der Differenzkosten, nicht um die Differenzkosten an sich. --Gunnar 22:55, 6. Jan. 2011 (CET)

Natürlich ist das Theoriefindung, selbst wenn es logisch schlüssig hergeleitet wäre. Das ist es aber nicht Fall. WKA-Betreiber verkaufen den Windstrom zum EEG-Tarif (>Marktpreis) an den Netzbetreiber. Der kann damit prinzipiell zwei Dinge tun. Zum einen kann er ihn selbst nutzen. Sollte er durch die Einspeisung zu viel Strom in seinem Netz haben, muss er die überschüssige Menge verkaufen. Er ist dann Anbieter und nicht Nachfrager an der Börse und für ihn ist ein niedriger Preis natürlich schlecht. In beiden Fällen ergeben sich die Differenzkosten aus der Differenz von Marktpreis und Einspeisevergütung. In der Modellwelt verkauft der Netzbetreiber alles an der Börse und kauft es dann wieder ein. Das ändert am Saldo nichts und der ist in jedem Fall negativ, solange die Einspeisevergütung den Marktpreis übersteigt. Selbst für den Teil der Differenzkosten, der zusätzlich durch den Merit-Order-Effekt entsteht, ist die Behauptung nicht haltbar, dass dies für die Verbraucher kostenneutral sei. Das stimmte nur dann, wenn diejenigen, die den EEG-Strom kauften, die ihn eine logische Sekunde vorher verkauft in gleicher Menge haben. Das ist natürlich hirnrissig und nur in diesem abwegigen Fall ist der Saldo null, in allen anderen Fällen negativ. Deine Behauptung im Artikel ist also falsch, wenn auch deutlich weniger falsch als bis gestern. Letzter Punkt: das Modell geht von einem einzigen Marktpreis aus und damit ist zwingend eine einzige Handelsplattform, also die Strombörse erforderlich. Deine Behauptung, der Merit-Order-Effekt sein unabhängig von der Strombörse, ist schlicht falsch und das geht auch aus den angegebenen Quellen hervor. Beispielsweise lautet bereits der Titel der als Beleg angeführten BMU-Studie selbsterklärend „Analyse des Preiseffektes der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf die Börsenpreise im deutschen Stromhandel“ und auf Seite 3 der Studie (S. 6 der pdf-Datei) werden ausdrücklich alle anderen Märkte als die Strombörse von der Betrachtung ausgeschlossen.-- FfD 18:01, 7. Jan. 2011 (CET)

Bitte mach Dich noch mal mit dem Konzept des Unbundlings vertraut. Netzbetreiber sind keine Stromhänder. Sie sind zwar mit der Vermarktung des EEG-Stroms beauftragt und kaufen für den Eigenbedarf (Verlustenergie) Strom ein - aber das war es dann auch. "In der Modellwelt verkauft der Netzbetreiber alles an der Börse und kauft es dann wieder ein." in dem Satz stimmt etwas nicht. Zu der als hinrissig qualifizierten Aussage stehe ich nach wie vor: In der einen Sekunde verkaufen die Verkäufer ein Gut zu dem Preis, zu dem die Käufer es kaufen. Der Börsenpreis gilt dabei als allgemein akzeptierter Benchmark für den Wert des Stromes, deswegen haben auch die Strompreisindices Phelix et al einen Referenzcharakter.

Zum letzten Punkt habe ich die Stelle nicht mehr gefunden, mit der Du mich zitierst - nichts desto weniger ist es richtig. Die Merit-Order hatte schon vor der Diskussion über den MO-Effekt ihren Platz im energiewirtschaftlichen Fachvokabular. Auch ohne Börse gab es eine Merit-Order z.B. innerhalb des Kraftwerksparks eines Betreibers. Mehrere Märkte können selbstverständlich miteinander gekoppelt werden, indem über mobile Käufer und Verkäufer, Broker und Spekulanten Liquidität in den Gesamtmarkt hereinkommt. Es sind durchaus mehrere Handelsplattformen möglich, wie dem Handel auf dem Spot- und Terminmarkt und OTC-Geschäfte direkt mit einem Großhändler. Ein Arbitrageur wird sich immer dort engagieren, wo es für ihn am günstigsten ist. Damit werden Preisbewegungen in den verschiedenen Märkten synchronisiert.

Das Zitat aus dem Sensfuß Paper (S. 3) lautet: "Da das zentrale Ziel dieses Berichts die Analyse der Auswirkungen von erneuerbarem Strom auf die Marktpreise auf der Strombörse ist, werden alle anderen Märkte in diesem Zusammenhang nicht betrachtet." Das heisst auf Deutsch: Wir betrachten nur die Strombörse, weil uns in dieser Analyse primär die Börsenpreise interessieren. Es heisst nicht: Es ist vollkommen falsch, andere Stromhandelssysteme mit zu betrachten. Der wesentliche Unterschied zwischen Spotmarkt, Terminmarkt und OTC-Geschäften ist die Zeitkonstante bzw. Totzeit. Bei Spotmarkt handelt man jetzt und muss morgen liefern. Im Terminmarkt sind es Monate bis Jahre bis zum Lieferzeitpunkt. Bei individuell ausgehandelten OTC-Abschlüssen ist es ähnlich. Der Merit-Order-Effekt wirkt also auch hier, ggf. mit einer gewissen Verzögerung, die aber durch Gegengeschäfte am Spotmarkt ausgeglichen werden kann. Wenn also ein Stromhändler mit eigenen Kraftwerkskapazitäten ein Jahresband schon verkauft hat, kann er bei sehr geringen oder gar negativen Preisen seine Lieferverpflichtung per Zukauf an der Börse erfüllen und das eigene Kraftwerk stundenweise runterfahren. --Gunnar 08:34, 8. Jan. 2011 (CET)

"In der einen Sekunde verkaufen die Verkäufer ein Gut zu dem Preis, zu dem die Käufer es kaufen." Das ist trivial und darum ging es auch gar nicht, lies mal genauer. Worum es ging: Käufer und Verkäufer sind nicht identisch und damit sind die Profiteure eines niedrigeren oder höheren Preises nicht identisch mit denen, denen ein niedrigerer oder höherer Preis schadet. Es können ja z. B. auch ausländische Marktteilnehmer kaufen. Außerdem: Eigene Herleitungen gehören grundsätzlich nicht in Wikipedia-Artikel (selbst wenn sie logisch schlüssig sind), das ist Theoriefindung. Wenn ich das nächste Mal den Artikel bearbeite, schmeiße ich alles raus, was Theoriefindung ist. Das Merit-Order-Modell basiert auf einer einzigen Handelsplattform.-- FfD 16:16, 9. Jan. 2011 (CET)

Zur faktischen Berichtigung: "Käufer und Verkäufer sind identisch", jedenfalls in einem funktionalem Zusammenhang und im Umfeld eines modellhaften Strommarktes (auch wenn der in der Realität aus verschiedenen Märkten besteht). Der Käufer des EEG Stroms ist der Verbraucher. Der Verkäufer des Stromes ist auch der Verbraucher, auch wenn er den Übertragungsnetzbetreiber als Erfüllungsgehilfen nutzt. Wirtschaftlicher Berechtigter der Einnahmen der EEG-Stromverkäufe ist der Verbraucher, da diese Gelder in das EEG-Konto fließen, welches durch die EEG-Umlage ausgeglichen wird, die der Verbraucher zu tragen hat. Und nein, die Merit-Order beruht nicht nur auf einer einzelnen Handelsplattform - genauso wie es eine Marktkopplung benachbarter Regionen gibt, ist auch die parallele Existenz von unterschiedlich gearteten Märkten möglich. Oder glaubst Du im Ernst, dass sich eine Preisanfrage bei einem Stromhändler (OTC) für kurzfristig verfügbaren Strom wesentlich von dem Intraday-Handel unterscheiden wird?

Erklär mir bitte noch mal das mit der Theorienfindung. Wer befindet, das eine Theorie erfunden wurde? Wie weit bist du mit den Artikeln von Neubarth, Bode, Sensfuss, Woll, von Roon, etc. vertraut? In der Verneinung der Möglichkeit eines für den Verbraucher positiven Saldos hast Du Dich auch schon geirrt (siehe Sektion oben und unten). Ich finde es ein wenig komisch, mit welcher Vehemenz Du den Artikel immer zusammenschießt, anstatt konstruktiv die Sachen auszubauen, die Deiner Meinung nach verbesserungswürdig sind. Wenn allgemein bekannt ist, dass 1+1=2 ist dann ist es doch keine Theorienfindung, wenn man zur Erläuterung die Aussage niederschreibt 2+2=4. --Gunnar 18:31, 9. Jan. 2011 (CET)

Käufer und Verkäufer sind natürlich nicht immer identisch. Und Wikipedia ist kein Ort, wirre Privattheorien zu diskutieren. Bisher war ich recht tolerant, aber die Änderung von heute ist bewusste propagandistische Irreführung und bringt das Fass zum überlaufen. Wenn man EEG-Umlage und mögliche Einsparungen saldiert, muss man natürlich die gesamte Umlage nehmen und nicht nur den Zuwachs von 2011 gegenüber 2010. Ich schmeiß Irreführung und Theoriefindung raus und wenn sie wieder eingefügt wird, wird das umgehend und kommentarlos revertiert.-- FfD 20:19, 19. Jan. 2011 (CET)

<<Käufer und Verkäufer sind natürlich nicht immer identisch.>> Wann denn bitteschön nicht? Und das ist keine Irreführung, sondern eine energiewirtschaftliche Tatsache. Punkt. Selbst Du scheinst ja auf im Segment der Elektrizitätswirtschaft nicht ganz lernbefreit zu sein. Mittlerweile akzeptierst Du ja gegenüber Deinen ersten Äußerungen, dass der MO-Effekt zu gewissen Randbedingungen für den Kunden eine Netto-Entlastung bringt. Ich empfinde es eher als Irreführung, dass Du hier mit aller Macht den MO-Effekt zu diskreditieren versuchst. Zum weiteren Procedere würde ich mir wünschen, dass gewisse stittige Änderungen erst hier auf der Diskussionseite besprochen werden und dann erst umgesetzt werden. Soviel Zeit darf sein und es macht die Versionshistorie übersichtlicher. -- Gunnar 08:57, 23. Jan. 2011 (CET)

Irreführung?

Den Merit-Order-Effekt gab es schon vor 2010. Die Börsenpreissenkung, das delta p, ist daher immer mit dem Zubau an erneuerbaren Stromerzeugungskapazitäten in Bezug zu setzen. Vor einigen Jahren - so postuliert es die Studie von Sensfuss/Ragwitz, ist aufgrund des hohen Windstromanteils (geringeres EEG-Umlagevolumen) sogar ein positiver Netto-Effekt für den Verbraucher heraus gekommen. FfD, ich habe den leisen Verdacht, dass Du mit den Feinheiten unseres energiewirtschaftlichen Systems nicht so ganz im Detail vertraut bist. Daher will ich Dir anbieten, Deine Ideen zum Merit-Order-Effekt hier erst mal zu diskutieren. --Gunnar 09:04, 20. Jan. 2011 (CET)

Falsch und bewusste Irreführung. Auch die vor 2010 gebauten Anlagen beeinflussen sowohl den aktuellen Börsenpreis als auch die aktuelle EEG-Umlage. Im Modell entscheidend ist nur der aktuelle Preis, Art und Baujahr des Kraftwerks spielt überhaupt keine Rolle. Privattheorien gehören hier sowieso nicht hin. Wikipedia ist KEIN Forum und dient NICHT der Theoriefindung. Darum werde ich hier nicht meine Sicht der Dinge ausbreiten, werde das aber auch nicht bei anderen dulden.-- FfD 22:19, 21. Jan. 2011 (CET)

Zum einen ist das hier die Diskussionsseite, da kann man durchaus schwadronieren. Daher sei es selbst Dir erlaubt, hier Deine Sicht der Dinge auszubreiten. Und dann noch mal zum Text der BNetzA Mitteilung: Das steht, dass der Beschaffungskostenanteil für 2011 um rund 0,5 ct gesunken ist. Das Referenzjahr ist dabei das Vorjahr (ist logisch - gegenüber den Beschaffungskosten 2000 wäre ein ganz anderer Unterschied sichtbar). Du schmeisst auf der zeitlichen Ebene Äpfel und Pampelmusen zusammen. Zudem hast Du noch nicht die Frage beantwortet, wer darüber befindet, wann Theorienfindung vorliegt und wie diese einzugrenzen ist. --Gunnar 14:13, 22. Jan. 2011 (CET)

Es steht NICHT im zitierten Text, dass die 2010 zugebauten Anlagen einen Merit-Order-Effekt von 0,5 Cent gehabt hätten. 0,5 Cent/KWh ist der Effekt durch sämtliche Anlagen, der entsprechend mit der gesamten Umlage zu vergleichen ist. Grober Unsinn ist deine Behauptung, das letzte Jahr sei Referenzjahr. Der Merit-Order-Effekt ergibt sich NICHT aus dem Vergleich zu einem früheren Jahr, sondern durch einen Vergleich mit dem Börsenpreis, wie er ohne ein bestimmtes Angebot wäre. Also im Falle von EEG-Strom ist der Merit-Order-Effekt die Differenz von tatsächlichem Börsenpreis und dem Börsenpreis, wie er zum selben Zeitpunkt ohne den EEG-Strom wäre.-- FfD 16:36, 22. Jan. 2011 (CET)

In dem BNetzA-Text steht ganz allgemein, dass die Beschaffungskosten 2011 um 0,5 ct gesunken sind. Jetzt darf man sich natürlich fragen warum. Härtere und cleverer Stromeinkäufer bei den Stadtwerken, die zäher verhandelt haben? Nein, einfach ein gesunkendes Strompreisniveau, und das bezieht sich nach meinem gesunden Menschenverstand auf das Vorjahr. Du kannst ja gerne bei 0228 14-9921 (Pressestelle BNetzA) anrufen, ob das auch so gemeint war. Somit quantifiziert der BNetzA-Text nur die Veränderung eines Jahres. Den Merit-Order-Effekt kann man nun auch entweder Jahr für Jahr bilanzieren oder besser wie Du richtig geschrieben hast durch den Vergleich von Marktpreis ohne EE und mit EE. Hier berechnet von Roon und Huber (2010): Veränderung der Residuallast - Effekte auf die Strompreise einen Preissenkung von ca 10,8 Euro/MWh in 2008. Wir erinnern uns: 2008 war ein Jahr, in dem die Photovoltaik sowohl auf der Umlageseite noch nicht die große Rolle gespielt hat (das kam erst mit 4 GW Zubau in 2009), als auch auf der Einspeiseseite. Mehrere GW PV-Einspeisung jeweils zur Mittagszeit (Peak-Preise) konnten erst 2009 und 2010 registriert werden. Statistisch erfasst werden sie offiziell erst seit Mitte 2010. Letztenendes ist die in dem Artikel ausgewiesene Summe also doppelt so viel wie die Summe der BNetzA. Bitte tu mir den Gefallen, und lass bei der Interpretation solcher Pressemitteilung auch noch andere Quellen im Hinterkopf mitlaufen. Wir sind hier nicht in der Bibelstunde evangelikaler Christen, die alles wörtlich nehmen müssen. Hirn einschalten hilft und auch Quellen können irren. -- Gunnar 09:17, 23. Jan. 2011 (CET)

Spekulationen gehören nicht in den Artikel. Die Pressemitteilung belegt die Aussage im Artikel nicht. Die Bundesnetzagentur hat keine Abschätzung vorgelegt. Ende Aus. Dümmliche persönliche Angriffe verbitte ich mir.-- FfD 13:22, 23. Jan. 2011 (CET)

"weil sukzessive teuere Kraftwerke aus dem Markt gedrängt werden" das genau ist der Merit Order Effekt, auch wenn nicht explizit das Wort Merit-Order-Effekt erwähnt wurde. Punkt. Welche dümmlichen persönlichen Angriffe meinst Du? Ich darf Dir ehrlich sagen, dass mir Deine Art, mit ungesunden Halbwissen erst mal den Artikel zu verstümmeln, missfällt. Ich würde mir wünschen, dass stärker hier auf der Diskussionsseite inhaltliche Sachen diskutiert werden, bevor die Axt im Walde zuhaut. Wo beziehst Du denn z.B. Dein energiewissenschaftliches Fachwissen her, um die vielen Quellen zu bewerten? Es scheint mir fast, als ob hättest Du die Sicht einengende Scheuklappen auf. --Gunnar 18:23, 3. Feb. 2011 (CET)

Abschätzung durch Bundesnetzagentur

Der Artikel behauptet:

Die Bundesnetzagentur hat mittlerweile Schätzungen zum aktuellen Einfluss des Merit-Order-Effektes auf den Strompreis abgegeben.

Das gibt die zitierte Pressemitteilung aber gar nicht her. Dort lautet die zitierte Aussage von Bundesnetzagentur-Chef Kurth im vollen Wortlaut:

Verbraucher sollten nicht in vollem Umfang mit der erhöhten EEG-Umlage belastet werden. Die zunehmende Menge an erneuerbarer Energie bewirkt sinkende Großhandelspreise, weil sukzessive teuere Kraftwerke aus dem Markt gedrängt werden. So sind trotz Konjunkturbelebung die Börsenpreise für langfristige Kontrakte gesunken. Bei vielen Stromanbietern, die längerfristig eingekauft hatten, spiegelten sich die hohen Preisspitzen vom Frühjahr und Sommer 2008 in den Endkundenpreisen für 2010 wider. Diese Preisspitzen dürften für die Kalkulation der Strompreise 2011 aber nur noch eine untergeordnete Rolle spielen. Nach unseren Berechnungen müsste der Beschaffungskostenanteil bei den Haushaltskunden 2011 durchschnittlich um etwa einen halben Cent pro Kilowattstunde sinken. Ich rufe die Verbraucher auf, die Angebote am Strommarkt genau zu prüfen und gegebenenfalls zu einem günstigeren Anbieter zu wechseln", betonte Kurth.

Das ist nicht, wie behauptet, eine Abschätzung des Merit-Order-Effekts, es wird nur gesagt, der Strompreis sei 0,5 Cent zu hoch angesetzt und als Grund auf Kalkulationen auf Basis hoher Preise Anfang 2008 verwiesen. Es wird zwar auch gesagt, EE drückten den Börsenpreis, das wird aber nicht quantifiziert. Da Behauptung im Artikel und Aussage in der Quelle nicht übereinstimmen, werde ich den Absatz streichen.-- FfD 17:42, 22. Jan. 2011 (CET)

"Die zunehmende Menge an erneuerbarer Energie bewirkt sinkende Großhandelspreise, weil sukzessive teuere Kraftwerke aus dem Markt gedrängt werden." Noch mal gaaanz langsam erklärt: das genau ist der Merit-Order-Effekt, siehe oben die Beispielrechnung in der Tabelle. Teure Kraftwerke kommen nicht zum Einsatz, darum sinkt der Marktpreis, weil das letzte noch benötigte Kraftwerk nun einer günstigeren Kategorie bzgl. der variablen Kosten angehört. -- Gunnar 09:47, 23. Jan. 2011 (CET)

Da wird aber auch auf besondes hohe Preise 2008 verwiesen, die ein Grund sein sollen für zu hohe Kalkulation. Und eine Preissenkung gegenüber einem früheren Zeitpunkt ist für sich KEIN Merit-Order-Effekt. Nochmal: der Merrit-Order-Effekt ist die Differenz zwischen dem tatsächlichen Marktpreis und dem Marktpreis, wie er zum selben Zeitpunkt ohne EEG-Strom wäre (grundsätzlich haben natürlich auch die anderen Angebote am Markt einen Merit-Order-Effekt), er ergibt sich nicht aus einem Vergleich mit einem früheren Preis. Nebenbei ist es ja in der Realität keineswegs so, dass die teuren Gasturbinen vom Markt verdrängt worden wären, ihr Anteil ist heute viel höher als in den 90er Jahren.-- FfD 13:22, 23. Jan. 2011 (CET)

FfD du hast Recht, dass sich der Merit-Order-Effekt nicht simple auf einen früheren Preis bezieht. Und genau das geht aus der qualitativ aus der Aussage der Bundesnetzagentur hervor. Sie schreibt ja, dass trotz anziehender Konjunktur die Preise sinken, also eine aktuelle Differenz zwischen tatsächlichen und "normalerweise" erwartetem Preis besteht.--Seisofrei 13:59, 1. Feb. 2011 (CET)

Die PM sagt nur, die Beschaffungskosten müssten 2011 gegenüber 2010 um 0,5 Cent sinken. Obendrein wird auch nicht gesagt, wie sich diese Differenz genau zusammensetzt. Das bleibt unklar. In keinem Fall ist jedenfalls ein Sinken der Beschaffungskosten gleichzusetzen mit dem Merit-Order-Effekt und damit ist die Aussage im Absatz nicht haltbar. Im übrigen ist von der PM nur die Aussage relevant für den Artikel, dass teurere Kraftwerke vom Markt verdrängt würden und damit der Börsenpreis sinke. Das steht aber schon weiter oben im Artikel, auf der Prämisse beruht ja das ganze Modell.-- FfD 21:24, 2. Feb. 2011 (CET)

Also ich finde der Absatz mit der BNetzAg muss nicht unbedingt das stehen, da ja in dem Kapitel Auswirkungen ja schon konkrete Zahlen zum Merit-Order-Effekt drin sind. Vielleicht kann man die 5 Mrd. € noch durch ~550 TWh teilen und dann erwähen dass es im Mittel etwa 1ct/kWh sind. Zwar denke ich schon, dass die Zahl 0,5 ct. von der BNetzAg auf den Merit-Order zurück geht, aber sie schreiben diese Aussage eben nicht direkt in ihrer PM. Steht halt aus meiner Sicht zwischen den Zeilen. Wenn also damit argumentiert wird, dass es in der PM nicht explizit drin steht, dann stimmt das. Ansonsten kann jemand wirklich bei der BNetzAg anrufen und nachfragen, was sie mit "Nach unseren Berechnungen" genau meinen. --Seisofrei 00:14, 3. Feb. 2011 (CET)

Die Bundesnetzagentur ist natürlich keine wissenschaftliche Institution, sondern eine Behörde, die auch eine bestimmte Politik vertreten und umsetzen soll. RWE, e-on usw. führen hohe Strompreise selbstverständlich gerne auf staatliche Regulierung zurück, während die Bundesnetzagentur als staatliche Behörde natürlich die Schuld bei den Energiekonzernen sieht. In dem Zusammenhang ist die PM zu sehen. Mehrwert für den Artikel hat sie jedenfalls nicht.-- FfD 18:09, 3. Feb. 2011 (CET)

Die BNetzA ist in der Tat keine wissenschaftliche Institution, von denen es bekanntlich auch mehrere Farbvarianten gibt. Möchte man eine grüne Studie, gibt man sie bei einem grünen Institut in Auftrag, soll sie eher gelb ausfallen, geht man zu einem gelben Forschungsinstitut. Die BNetzA hat in der Tat den staatlichen Auftrag, für niedrige Kosten in natürlichen Monopolen zu sorgen. Daher hat es mich auch erst mal verwundert, warum sie sich in den nichtregulierten Bereich der Stromerzeugung zu Wort meldet. Wahrscheinlich liegt es daran, dass die EEG Abwicklung den Netzbetreibern aufgetragen wurde und damit unter der Kontrolle der BNetzA liegt. Zudem waren früher die Kosten der Bandveredelung den Netzkosten zugeschlagen, die jetzt im Zuge der Differenzkosten in den Block der EEG-Umlage fallen. Ich sehe die BNetzA als relativ unabhängige Institution und die Pressemitteilung als aktuelle Abschätzung des preissenkenden Effektes, im Gegensatz zu den älteren Untersuchungen, die noch vor dem starken PV-Einfluss unternommen wurden und die Windenergie im Fokus hatten. (Die letzten Paar Tage bei dem schönen Wetter hatten wird rund 5 GW PV Einspeisungen). --Gunnar 18:37, 3. Feb. 2011 (CET)

Ausgerechnet eine weisungsgebundene staatliche Behörde soll den Effekt einer staatlichen Maßnahme halbwegs "unabhängig" beurteilen? Richtig ist ist aber, dass keiner wirklich neutral ist. Worauf ich hinaus wollte, war aber etwas anderes: die PM war eher Teil eines politischen Meinungskampfs als eine Analyse von Preisänderungen. Das würde man wohl auch eher in Form einer Studie tun als nur in Form einer verschwurbelten PM, wo die einzige quantitative Aussage ist, dass die Beschaffungskosten 2011 nach Berechnung der Bundesnetzagentur 2011 um 0,5 Ct./KWh sinken müssten. Das ist nichts, was Mehrwert für diesen Artikel hätte. Solarstrom wird den Merit-Order-Effekt des EEG nicht negativ beeinflussen, weil auch bei Solarstrom die variablen Kosten äußerst gering sind. Die Fixkosten sind dafür umso heftiger, aber Fixkosten (also vor allem die Investition bzw. deren Abschreibung) spielen im gesamten Modell keine Rolle. Das ist ja auch einer der Kritikpunkte.-- FfD 14:24, 5. Feb. 2011 (CET)

Die Fixkosten spielen auch in der klassischen Kraftwerkstechnik bzw. Energiewirtschaft eine enorme Rolle und kommen in einem Strommarkt zu kurz, der sich nur über die gelieferte Arbeit refinanziert. Daher kommt die Überlegung, Kapazitätsmärkte zur Vergütung von Leistung einzufügen. Wenn bspw. ein Kraftwerksneubau 1800 €/kW kostet, dann sind das auf 20a zu 8% verteilt rund 180 Euro pro Jahr und kW bzw. bei 6.000 Vbh sind das alleine 30 €/MWh Fixkostenanteil im Strom, den der Deckungsbeitrag zu tragen hat. Den Deckungsbeitrag kann man an der Preisdauerlinie ablesen, und die wird eher flacher. -- Gunnar 19:37, 26. Mär. 2011 (CET)

Grundsätzlich hat ja auch jedes Angebot am Strommarkt einen Merit-Order-Effekt, man könnte das Merit-Order-Modell auch als Argument für die Kernenergie einsetzen. Natürlich gibt es bei jedem Kraftwerkstyp beträchtliche Fixkosten, aber die spielen im Modell gerade keine Rolle. In der Realität kann auch kein Anbieter - egal auf welchem Markt - permanent an der kurzfristigen Preisuntergrenze anbieten (wie der Name ja schon andeutet). In der Praxis bestimmt vor allem die aktuelle WKA-Einspeisung den Börsenpreis, was mitunter auch zu negativen Preisen führt. Das widersspricht dem Modell, denn die Grenzkosten von WKA sind zwar nahe 0, aber niemals negativ. Also selbst wenn nur Windstrom zum Zuge kommt, kann der Preis nach dem Modell nie negativ sein.-- FfD 22:16, 29. Mär. 2011 (CEST)

Schularbeit?

"Das heißt, wenn z.B: 30% unseres Gesamtstrombedarfs aus Windkraft stammen soll", unseres?! --87.78.26.112 03:25, 26. Apr. 2011 (CEST)

Ich habe den folgenden Absatz wegen fehlender Relevanz (Das Thema heisst "Merit-Order-Effekt") hier hinverschoben. Die Rechnung, wenn man 30% des Bedarfs durch Wind deckt, dann müsste der Kraftwerkspark auf 130% ausgelegt werden, sollte noch mal überdacht werden. Warum reichen 100% gesicherte Leistung + 30% Wind Brennstoffsubstitution nicht? --Gunnar 15:17, 26. Jun. 2011 (CEST)

Allerdings sind erneuerbare Energien eben nicht kostengünstig: Windkraft ist z.B. erheblich teuerer als Kohle oder Atomkraft.

Dennoch kann ein Windkraftbetreiber seinen Strom zu jedem beliebigen Zeitpunkt erzeugen und verkaufen, weil der Gesetzgeber hierfür sowohl den Preis als auch die Abnahme garantiert hat. Der Preis, also der Erlös, den ein Windkraftbetreiber erhält liegt deutlich über dem üblichen, an der Börse ermittelten Strompreis. - Der Gesetzgeber garantiert also, dass teurer Strom zu jeder Zeit einen Abnehmer findet.

Ebenfalls kostentreibend wirkt sich aus, dass Windkraft keine im Voraus planbare Einspeisung garantieren kann: wenn eben zufällig kein Wind weht, kann kein Strom geliefert werden. Um diesen Ausfall zu kompensieren, müssen andere Kraftwerke Leistung vorhalten, die dann im Falle eines Falles einspringen können. Das heißt, wenn z.B: 30% unseres Gesamtstrombedarfs aus Windkraft stammen soll, muss der Kraftwerkspark insgesamt auf 130% ausgelegt sein. - Wenn kein Wind weht, kann trotzdem der gesamte Bedarf aus anderen (konventionellen) Kraftwerken gedeckt werden.

Das ist nicht falsch (tatsächlich ist die Kapazität sogar wesentlich höher als 130% der Jahreshöchstlast), aber der Artikel heißt erstens "Merit-Order-Effekt" und nicht "Nettonutzen des EEG", zweitens ist Wikipedia kein Diskussionsplattform. -- FfD 17:39, 28. Jun. 2011 (CEST)

Unter Kraftwerkspark verstehe ich in dem Zusammenhang die steuerbare Kapazität. Die bleibt annähernd gleich, egal ob nun 10%, 30% oder 50% der Energie aus nicht steuerbaren EE-Quellen kommen. Die Stochastik der Wind- und Solarerträge verschiebt lediglich das optimale Portfolio hin zu steuerbaren Kraftwerken, die ökonomisch bei kürzeren Benutzungsstunden Vorteile bieten. Für Diskussionen gibt es diese Seite hier, warum soll man sie nicht dafür nutzen? -- Gunnar 14:07, 3. Aug. 2011 (CEST)

Grafik beschreibt nicht die Änderung bei höherem EE-Angebot

Die gezeigte Grafik mit der Verschiebung der Nachfragekurve nach links ist falsch: bei höherem EE-Angebot bleibt die Nachfragekurve natürlich identisch, statt dessen verschiebt sich die Angebotskurve nach rechts, da links EE-Quellen (PV, Wind) aufgrund Einspeisevorrang (und Grenzkosten nahe Null) hinzukommen. Macht sich jemand die Mühe, die Grafik zu ändern? --Hpt (Diskussion) 09:40, 15. Mär. 2013 (CET)

Au weia

Wenn man diesen Artikel liest, kommt man nicht drauf, was das sein soll, und vor allem: Wieso heißt das Effekt, wenn an der Börse einfach etwas billiger angeboten wird? Wird etwa EE-Strom bei viel Wind verramscht und drückt das dann auf die Preise?

Und: Wieso ändert sich die Nachfragefunktion, wenn mehr EE-Strom angeboten wird?

Mitnichten ist das, was im Artikel geschrieben wurde, richtig, geschweige denn zuvor verstanden worden.

1) Das Ding heisst "Effekt", weil das kein normales Marktergebnis ist, sondern ein sonderbares Phänomen, welches indirekt (und von außem) das Marktergebnis beeinflusst.

Der Merit-Order-Effekt basiert auf einer Verschiebung der residualen Nachfragekurve nach Strom auf dem Großhandelsmarkt, wenn Strom aus erneuerbaren Energien (EE) bereits -vorrangig eingespeist- einen Teil der nachgefragten Last deckt.
Es wird angenommen, dass aus diesem Grund Kraftwerke, die zu höheren Preisen anbieten, nicht mehr benötigt werden, um die Nachfrage am Spotmarkt zu decken. Da die höheren Kosten für den Marktpreis (Mengenmäßiger Ausgleich von Gesamtnachfrage und Gesamtangebot) ausschlaggebend wären, fallen tendenziell die Preise an der Strombörse, wenn vermehrt EE-Strom eingespeist wird. (nicht signierter Beitrag von 88.68.16.71 (Diskussion) 18:02, 18. Dez. 2013 (CET))

2014, A

"erwartet für 2014"

Inhalt braucht Aktualisierung. Strompreis mit "Stand (Jahr)" versehen.

Situation in Österreich? Österreichs grösstes Kraftwerk Gas- und Dampfkraftwerk Mellach wurde schon 2007, noch vor Baubeginn 2009, unrentabel und wurde nach Betrieb ab 2011 schon 2014 stillgelegt. --Helium4 (Diskussion) 14:49, 12. Feb. 2016 (CET)

FEE-Ertrag (?)

Ich habe keine Ahnung was ein FEE-Ertrag sein soll. Auch eine Websuche förderte nichts zutage. Man sollte die Abkürzung ausschreiben oder durch etwas allgemeinverständlicheres ersetzen. Gruß, -- rainermu 17:45, 28. Jun. 2017‎ (CEST)

FEE meint offenbar fluktuierende erneuerbare Energien, also Wind und Solar. Das Adjektiv "fluktuierend" ist meines Erachtens nicht besonders treffend, da jedes Mittellastkraftwerk mit einem täglichen Zyklus ebenfalls eine fluktuierende Erzeugung von elektrischer Energie aufweist. Im Englischen benutzt man gerne "intermittent" oder "variable" - das ist aber genaus wenig aussagekräftig weil auch steuerbare bzw. disponible Erzeugungsanlagen intermittierend arbeiten und einen zeitlich variablen Output aufweisen. Wind- und PV-Anlagen nutzen nicht speicherbare Primärenergie, d.h. es sind Erntemaschinen, die das reinholen sollen, was das Wetter bietet. Sie sind nicht disponibel und im Deutschen kennt man das Wort "dargebotsabhängig". Das finde ich passend, weil es zwischen Wind und Solar auf der einen Seite und Wasserkraft und Biomasse auf der anderen Seite bzgl. der Steuerbarkeit differenzieren kann. --Gunnar (Diskussion) 18:38, 2. Mai 2018 (CEST)

Benutzen von Wiki für FakeNews und Werbung

Der Eintrag vom 20:29, 18. Jan. 2016 Andol (Diskussion | Beiträge)‎ . . (19.882 Bytes) (+1.338)‎ . . (→‎Auswirkungen: neues Paper ergänzt) verweist auf ein englischsprachiges und kostenpflichtiges Diskussionspapier, obwohl es das Original kostenfrei und auf deutsch bei der FAU (Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg) zum Download gibt. https://www.evt.tf.fau.de/files/2016/11/FAU-Diskussionspapier_-_Deutschland_ohne_Erneuerbare_Energien__-_Januar_2015.pdf Das sogenannte Diskussionspapier beherbert schon sehr konstruierte Gedankengänge, der Eintrag durch "Andol" diverse Dinge, die der angeblichen Quelle nicht im entferntesten zu entnehmen sind und allen "amtlichen" Zahlen widersprechen.--Flari (Diskussion) 04:13, 29. Jun. 2017 (CEST)

Bitte was? Ich habe kein Diskussionspapier zitiert, sondern ein peer-reviewtes Paper aus einer Fachzeitschrift. Das scheint zwar auf einem Diskussionspapier zu basieren, dieses habe ich aber nicht zitiert. Die Nutzung kostenpflichtiger Quellen widerspricht nicht WP:Q, im Gegenteil, dort ist explizit aufgeführt, dass möglichst peer-reviewte Forschungsarbeiten zitiert werden sollten. Was ich getan habe. Mir Fake News vorzuwerfen, dabei aber nicht mal zu merken, dass ich eine andere Quelle zitiert habe, als du gelesen hast, lässt zudem auch tief blicken... Andol (Diskussion) 15:33, 29. Jun. 2017 (CEST)

Achso, das machst du wohl öfters so, dass du kostenpflichtige Artikel zitierst und bevorzugst, damit andere den Inhalt nicht lesen können, und deine Inerpretation als Stand der Wissenschaft durch das Zitieren deiner heiligen "peer-reviewten" Artikel versuchst zu untermauern. Das finde ich wirklich nicht gut und das ist ganz bestimmt nicht im Sinne der WP:Q, ... Auch solche Artikel sind in ihren Aussagen divergent, durch cherrypicking kann man da schon einiges zurechtbiegen. Die Artikel sind nicht heilig und WP:Q erlaubt es auch nicht, wissenschaftliche Artikel, die freizugänglich sind zu beurteilen oder schlecht zu reden. Sei gewarnt ich habe auch Zugang zu den Artikeln, hab mir die Mühe gemacht diese zu überfliegen und kam zu ähnlichen Ergebnis wie Flari. --Zwölfvolt (Diskussion) 16:03, 6. Jul. 2018 (CEST)

Aufkommensneutralität

"Da der Strompreis sich aus EEG-Umlage und Marktpreis zusammensetzt, ist ein fallender Börsenpreis und deswegen zunehmende EEG-Umlage für den Letztverbraucher aufkommensneutral." Dieser Satz wurde gelöscht mit der Begründung: gelöscht, da weder richtig noch durch die angegebene Quelle belegt. Ich habe die Quelle jetzt nicht noch mal durchforstet, ob diese Aussage doch nicht irgendwo zu finden ist, aber die Aussage ist richtig. Ich also Endkunde bezahle sagen wir 30 ct/kWh, davon sind 7 ct/kWh EEG-Umlage, 3 ct/kWh Großhandelspreis und 20 ct/kWh ist der Rest (Netzentgelte, Steuern, sonstige Abgaben, Vertriebspauschale, etc.). Wenn nun ein Betreiber einer EEG-Anlage als anzulegenden Wert 8 ct/kWh (="EEG-Satz") erhält, dann wird dieser durch den Marktpreis plus die gleitende Marktprämie dargestellt. Der Monatsmarktwerkt wird als mit einem Einspeiseprofil von Wind bzw. Solar gewichtetem Spotmarktpreisvektor durch die ÜNBs ermittelt und daraus können Netzbetreiber mit dem anlagenindividuellen EEG-Satz die Marktprämie berechnen. Für den Anlagenbetreiber ist es erstmal finanziell egal, ob er sein Geld (den EEG-Satz = "anzulegenden Wert") vom Markt oder vom Netzbetreiber über die Marktprämie erhält: 2+6=8, 3+5=8, 4+4=8. Es ist aber auch für den Endverbraucher egal, ob er für den erneuerbaren Anteil in seinem Strombezug nun wenig per Großhandelspreis zahlt und viel über die EEG-Umlage, oder ob er einen hohen Marktpreis zahlt und wenig Umlage. Da der Endverbraucher in der Regel noch nicht-erneuerbaren Strom bezieht, ist es für ihn vorteilhafter, wenn der Marktpreis niedrig ist. Dank dem Nullsummenspiel auf der EE-Seite spielt eine hohe EEG-Umlage aufgrund niedriger Preise nur eine optische Rolle, je niedriger der Marktpreis desto niedriger die Einkaufskosten für den nicht erneuerbaren Anteil.--Gunnar (Diskussion) 19:07, 2. Mai 2018 (CEST)

Nö, das ist TF und nicht belegt. Deine Ausführungen sind teils auch trivial. Es ist das Wesen des EEG, dass der "EE"-Kraftwerksbetreiber einen fixen Preis über Marktpreis kriegt. Dein Ansatz ist komplett falsch: Um Kostenneutralität für Endkunden zu belegen, müsste belegt werden, dass diese komplett ohne EEG genau dasselbe zahlen würden wie mit EEG. Und wenn deine Theorie richtig wäre, wäre sie immer noch Theoriefindung.--FfD (Diskussion) 20:41, 2. Mai 2018 (CEST)

aktuell (Stand: 2015)

wie im vorletzten Satz des Abschnitts des Kapitels "Merit-Order-Effekt" gesagt ,ist doch ziemlich veraltet. Und zum vorletzten Satz im Abschnitt "Kritik" "Die niedrigeren Börsenpreise bedingen ihrerseits höhere EEG-Differenzkosten. Dadurch ergibt sich eine höhere EEG-Umlage für den Letztverbraucher" Seit 2017 steigen die Börsenpreise aber wieder ( Quelle 'Energy Charts vom Fraunhofer ISE' https://www.energy-charts.de/price_avg_de.htm ) was zur Folge hat das die EEG-Umlage für 2018 und 2019 gefallen ist ( Quelle 'Netztranparenz EEE-Umlagen-Übersicht' https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlagen-Uebersicht )

Erstens werden Beiträge in der Diskussion signiert. Zweitens geht die Argumentation am Kern vorbei. Unstreitig sorgen z. B. große Einspeisungen von Windstrom und damit massiv steigendes Angebot für einen niedrigeren Börsenpreis, als das sonst der Fall wäre. Genau darauf baut das Modell auf.--FfD (Diskussion) 12:57, 11. Mär. 2019 (CET)

Deine Anmerkung ändert zum ersten nichts daran das die Börsepreise seit 2 Jahren wieder steigen und nicht wie oben in den Raum gestellt durch höhere Einspiesung von EE immer weiter sinken, trotz immer neuer Rekorde beim Einspeisen von Strom aus EE, und die EEG-Umlage in der Folge 2018 und 2019 gesunken ist . Und zum zweiten kannst du mit nachweisbaren Fakten belegen ,wie oft die Einspeisungen von Windstrom so hoch waren das sie dazu führen, das die Kosten für das Grenzkraftwerk,das den Börsenpreis nach dem Merit-Order-Prinzip bestimmt, sanken in den Jahre 2017 bis heute, oder kannst du dazu eine aktuelle Studie nennen die deine Aussagen für die Jahre 2017 bis heute belegt ? --Erdow 13:17, 11. Mär. 2019 (CET)

Seit 2012 wird nach § 73 EEG von den Übertragungsnetzbetreibern der tatsächliche Jahresmarktwert-Solar ermittelt, und der war bisher in jedem Jahr höher war als der Jahreswert von der EEX (Quellen https://www.netztransparenz.de/EEG/Marktpraemie/Marktwerte und für Jahreswerte an der EEX https://www.energy-charts.de/price_avg_de.htm?price=nominal&period=annual&year=all ), was zeigt dass die Übertragungsnetzbetreiber für Strom aus Solaranlagen seit 2012 sogar höhere Erlöse an der Börse erzielen als im Jahresmittel an der EEX. --Erdow 13:37, 11. Mär. 2019 (CET)

So langsam wird es doch echt lächerlich. Du wurdest locker 10 Mal gesperrt, hast ein halbes Dutzend Accounts verschlissen und mehrere IPs und meinst echt, dass wenn es schon nach mehreren Dutzend versuchen nich klappt es nach 100 klappt? Mehrere Admins sowie weitere Nutzer haben deine Beiträge immer und immer wieder zurückgesetzt und dir zu erklären versucht, dass Original Research niemals Basis für Wikipediaarbeit ist, genauso wie zigfache Sperrumgehung und vielfache PAs. Und trotzdem glaubst du, wenn du nur vehement und ausdauernd genug alle Regeln brichst, dann kannst du dich schon durchsetzen? Nein, mein Lieber. Deine persönliche Meinung interessiert hier nicht! Seit Monaten versucht man dir beizubringen, dass jegliche Eigenauswertung von Rohdaten wie Tabellen usw. bei Wikipedia verboten ist und schon gleich doppelt nicht als Basis dafür dienen kann, um andere belegte Aussage zu widerlegen. Und trotzdem kommt von dir nichts anderes! Nichts! Du willst es einfach nicht verstehen. Du lieferst immer die gleichen Behauptungen aus dem Baukasten, die du seit langem einfach nur kopierst, und die auf nichts basieren außer auf deiner monokausalen und damit falschen Rohdatenanalyse. Nenn mir einen Grund, warum ich nicht die nächste VM wegen Sperrumgehung, keine Besserung erkennbar stellen soll! Du darfst hier keine Rohdatenanalysen machen. Niemals und grundsätzlich. Und so lange du das nicht verstehen willst oder verstehen kannst, kannst du hier nicht mitarbeiten. Jeder normale Mensch müsste nach einem Dutzend Sperren mal kapiert haben, dass das Problem nicht bei allen anderen liegt, sondern bei einem selbst. Bei dir hat dieser nun wirklich nicht allzu schwere Erkenntnisprozess aber noch nicht angefangen, wie man an der immer gleichen Sperrumgehung mit den immer gleichen unenzyklopädischen Argumenten sehr gut erkennen kann. Also wie machen wir weiter? Kapierst du nun, dass das Problem bei dir liegt, oder brauchst du die nächste infinite Sperre? Andol (Diskussion) 15:43, 11. Mär. 2019 (CET)

Du zeigst mir nur das Leute wie du diskussionsunfähig unfähig sind und alle Fakten die nicht in ihr Weltbild passen ignorieren. So ist es eine belegbare Tatsache, das die Börsenpreise seit 2017 wieder steigen, trotz immer neuer Rekorde beim Einspeisen vom Strom aus EE, und das deshalb die EEG-Umlage 2018 und 2019 gesunken ist. Das Grundlage für die Bewertung des Stroms aus EE bei der Ermittlung der EEG-Umlage, die schon im Herbst des Vorjahres auf Grund von Prognosen erstellt wird , ein Mittelwert von der EEX ist, wirst du aber wohl doch wissen. Es ist eher amüsant das du zu glauben scheinst, du könnest diese Tatsache aus der Welt schaffen,in dem du jede Diskussion in einem veralteten Beitrag (siehe Überschrift) von Wikipedia blockierst, der eine überschaubare Anzahl von Seitenabrufen hat. Und das dir unbekannt ist, das seit 2012 nach § 73 EEG von den Übertragungsnetzbetreibern der tatsächliche Jahresmarktwert-Solar ermittelt wird, spricht auch nicht gerade für deine Kompetenz zum Thema

PS:da der qualitativ minderwertige, nicht lesenswerte Artikel zur"Ausgleichsmechanismusverordnung" vergleichsweise wenige Seitenabrufe hat (gerade einmal 6 im Schnitt pro Tag im letzten Jahr) spielt es auch keine sonderlich große Rolle ob die unseriösen nicht mit überprüfbaren Fakten belegten Aussagen von Jarass (des ehemaligen Kandidaten der "Grünen" bei der Bundestagswahl 1994 im Wahlkreis Wiesbaden) und Co entfernt werden oder nicht, weil dieser Beitrag wenig Relevanz für die öffentlich Meinungsbildung hatte und hat. Die „Ausgleichsmechanismusverordnung“ ist nach wie vor in Kraft und über diese mehr als 5 Jahre alten Propaganda-Kamelen von Jarass und Co. redet kaum noch jemand. Und nach dem die im Jahr 2012 im EEG in §49 eingeführte Zubau abhängige Degression(auch unter der Bezeichnung „atmender Deckel“ in der Öffentlichkeit bekannt)die Überförderung der Photovoltaik bis 2014 so weit abbaute, das die für Renditeorientierte Dacheigentümer weniger attraktiv wurde, sank der Zubau von PV im Jahr 2014 zum ersten Mal seit 2008 wieder unter den Zubau-Korridor aus §49 auf weniger als ein Drittel des Zubauwertes der in den 3 Boom-Jahren 2010 bis 2012 ereicht wurde in Folge der hohen Überförderung von PV seit 2009, der Betreibern von Dachanlagen in diesen Jahren zweistellige Renditen mit 20 Jahren Garantie durch das EEG versprach. Und in der Folge ist die EEG-Umlage dann nach 2014 nur noch unwesentlich gestiegen, und mittlerweile auch kaum noch ein Thema in der öffentlichen Diskussion. Und daran ändern auch du und Wikipedia nichts! --Erdow 18:39, 11. Mär. 2019 (CET)

Danke, dass es einfach keinen Zweck hat, mit dir zu diskutieren. Von dir kommen immer die gleichen Textbausteine, aber nie auch nur ein Beleg, der deine Aussagen belegen würde. Sondern wenn es hochkommt Rohdatenlisten, die du selbst auswertest, obwohl es dir zigmal gedsagt wurde, dass du das nicht darfst. Hier zählt ausschließlich Sekundärliteratur. Du bringst wenn überhaupt nur Primärquellen, um deine Mission durchzudrücken, nämlich den Beweis zu erbringen, dass die Sekundärliteratur falsch wäre. Es wurde dir zigmal erklärt, dass hier jegliche Original-Research verboten ist. Von dir kommt nur Original Research. Aber was rede ich? Das alles wurde dir oft genug erklärt. Du wurdest ein Dutzend Mal gesperrt und meinst weiterhin, dass du zu 100 % im Recht bist. Wenn das nicht zeigt, dass jegliche Diskussion mit dir verschwendete Zeit ist, was dann? Andol (Diskussion) 23:18, 11. Mär. 2019 (CET)

dem link https://de.wikipedia.org/wiki/Wikipedia:Belege kannst du unter Punkt 2.1 entnehmen, das beim Überprüfen einer Informationsquelle beachtet werden soll ob diese Informationsquellen in der Darstellung der Fakten zuverlässig ist. Da Jarass weder den vom ihm in den Raum gestellten „Verbrauchsvorrang für Erneuerbare Energien“ im EEG vor 2010 mit rechtlichen Quellen aus dem EEG belegt hat, noch den vom ihm behaupten Anstieg der Kohlestromproduktion nach in Krafttreten Anfang 2010 der Verordnung mit überprüfbaren Fakten belegt hat, noch den dort in den Raum gestellten Anstieg der Börsenpreise nach in Krafttreten der Verordnung Anfang 2010 mit überprüfbaren Fakten belegt hat ist diese Forderung hier definitiv nicht erfüllt. Und auch in keiner der anderen im Kapitel Auswirkungen genannten Quellen sind die Aussagen von Herrn Jarass mit überprüfbaren Fakten belegt. Der einzige peer-reviewte Fachartikel, der im Kapitel „Auswirkungen genannt wird, hat weder den von Herrn Jarass in den Raum gestellten „Verbrauchsvorrang für Erneuerbare Energien“ im EEG vor 2010 übernommen noch den von Jarass behaupteten Anstieg der Kohlestromproduktion nach in Krafttreten Anfang 2010 der Verordnung ,noch wurde dort die Entwicklung der Börsenpreise untersucht, und von daher auch nicht mit überprüfbaren Fakten belegt. Nach Punkt 2 der Richtlinien von Wikipedia sind solche unbelegten, nicht überprüfbaren Behauptungen, wie die oben genannten, bei Wikipedia unerwünscht und Ziel des Enzyklopädieprojektes soll die Zusammenstellung bekannten Wissens sein, und nicht die Verbreitung von politischer Propaganda aus einer bestimmten Richtung, wie die beiden dubiosen Beiträge von Herrn Jarass und Herrn Leuschner, seines Zeichens Journalist und Schriftsteller aber kein seriöser Forscher . -- Erdowa 23:52, 11. Mär. 2019 (CET)

Jarass, Jarass, Jarass... Hier im Artikel ist Jarass überhaupt nicht zitiert! Aber danke für den Beweis, dass dieser ganze Mist hier eine einzige, über zig Tage vollführte BNS-Aktion ist, die nur dazu dient, in einem anderen Artikel eine Aussage zu widerlegen, die dir nicht in den Kram passt. Das war zwar von Anfang an klar, aber zumindest hast du es jetzt auch ungewollt zugegeben. Damit haben wir nun multiple Sperrumgehung, multiple PAs, multiple Signaturfälschung, mehrfaches Editieren unter IP und Accounts zur Vortäuschung einer Diskussions-Mehrheit, tagelange BNS, Kandidatur-Trollerei und eine vielfach bewiesenen klaren Unwillen zur enzyklopädischen Mitarbeit. Reicht für zigmal infinit. Andol (Diskussion) 23:58, 11. Mär. 2019 (CET)

Inkonsistente und sich widersprechende Aussagen im Kapitel "Merit-Order-Effekt"

Im ersten Abschnitt des Kapitels wird gesagt "Entsprechend der Ausgleichsmechanismus-Verordnung wird in Deutschland der nach EEG (Strom aus Wind, Wasser, Solarenergie, Biomasse, etc) eingespeiste Strom seit 2010 von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) am Spotmarkt (EPEX SPOT) vermarktet. Vor 2010 mussten die ÜNB die fluktuierenden EEG-Strommengen zu einem Leistungsband veredeln" Im dritten Abschnitt des Kapitels wird aber dann auf eine Studie vom Fraunhofer ISI aus dem Jahr 2007 verweisen, wonach es im Jahr 2006 zu einer durchschnittlichen Preisreduktion von 7,83 Euro je Megawattstunde gekommen wäre durch den Merit-Order-Effekt von EE. Darüber hinaus ist hinter dem ersten Satz oben zitierten Satz als Quelle ein Beitrag vom "Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit" vom September 2006 angegeben, was aber nicht passt zur der Aussage das durch die Ausgleichsmechanismus-Verordnung seit 2010 von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) am Spotmarkt (EPEX SPOT) vermarktet wird. Zu der zitierten Studie vom Fraunhofer ISI wird auch unterschlagen, das laut Kapitel „Fazit“ auf Seite 16 dieser Studie, die Studie voraussetzt dass die Einspeisungen von Strom aus erneuerbaren Energien exakt prognostiziert werden können und dass sämtlicher Strombedarf über die Strombörse abgedeckt wird. Diese Annahmen scheinen aber wenig realistisch, weder können die Einspeisungen von Strom aus erneuerbaren Energien exakt prognostiziert werden, noch wird sämtlicher Strombedarf über die Strombörse abgedeckt, im Jahr 2006 wurden weniger als 20 % des deutschen Strombedarfs über die Strombörse bezogen (siehe hierzu Anhang 16 zu dem Artikel: Ralf Wissen, Marco Nicolosi : Anmerkungen zur aktuellen Diskussion zum Merit-Order Effekt der erneuerbaren Energien ) Seit 2012 wird nach § 73 EEG von den Übertragungsnetzbetreibern der tatsächliche Jahresmarktwert-Solar ermittelt und auf der Seite „netztransparenz.de“ veröffentlicht, und der war bisher in jedem Jahr höher war als der Jahreswert von der EEX, was zeigt das die Übertragungsnetzbetreiber für Strom aus Solaranlage seit 2012 sogar höhere Erlöse an der Börse erzielen als im Jahresmittel an der EEX, und das steht im Widerspruch zu der durch keinerlei überprüfbaren Fakten in den im Artikel genannten Quellen belegte Behauptung im 2. Abschnitt steht , das der Börsenpreis fällt wenn mittags viel Sonne scheint. -- Anatotl 02:23, 22. Mär. 2019 (CET)

Für den Merit-Order-Effekt spielt es in der Tat keine Rolle, wie das "Vermarktungsmodell" aussieht. Die erste Veröffentlichung zum Thema, die ich kenne (Neubarth et al. 2006) hat darauf hingewiesen, dass der ÜNB als "zentraler Direktvermarkter" zur Veredelung als Band immer teuer nachkaufen musste und Überschüsse nur zu geringen Preisen los wurde. Es spielt keine Rolle, wie man die Bilanzkreise strikt: am Ende kommt es nur darauf an, dass die Restlast durch viel EEG-Einspeisung kleiner wird und deswegen die Marktpreise entlang der Merit-Order runter gehen (und umgekehrt). Das EEG-Konto finanziert die Einspeisevergütung / Marktprämie und bei viel Wind und Sonne reichen Grundlastkraftwerke mit geringen variablen Kosten aus, um die Restlast zu decken. --Gunnar (Diskussion) 17:16, 16. Jul. 2020 (CEST)

Grafik in der Einleitung stark veraltet

Die Grafik von 2008 zeigt nicht halbwegs die aktuellen Strompreise der verschiedenen Stromkraftwerke. Aruck (Diskussion) 17:11, 26. Feb. 2020 (CET)

Der Zweck der Graphik ist es, das Prinzip zu verdeutlichen, nicht die tagesaktuelle Aufstellung. Die ändert sich ständig je nach Brennstoffpreisen, sonstigen variablen Betriebskosten und CO2-Zertifikatepreis. --Gunnar (Diskussion) 17:03, 16. Jul. 2020 (CEST)

Änderungen Arianndi

Das Modell ist ja eher schlicht. Ich verstehe nicht, wie man es so unnötig kompliziert machen kann. Eine Verbesserung kann ich nicht erkennen, z. B. hier:

Eine Nettoentlastung für den Verbraucher entsteht, wenn die Summe aus grauen und grünen Rechtecken im Bild unten kleiner ist als im Bild oben. Dies passiert, wenn die durch Börsenpreissenkung verursachte Ausgabenreduktion für konventionellen Strom (Unterschied der grauen Rechtecke) r{\displaystyle (N-E_{1})\cdot p_{1}-(N-E_{2})\cdot p_{2}}{\displaystyle (N-E_{1})\cdot p_{1}-(N-E_{2})\cdot p_{2}} insgesamt größer ist als die Mehrausgaben für den Strom aus erneuerbaren Energien (Unterschied der grünen Rechtecke)

Das hört sich vielleicht gut an, ist aber TF und so auch falsch. Verbraucher ist nicht definiert. Wer soll das sein? Deutscher privater Endkunde, jeder Stromkunde im europäischen Verbundnetz oder wer sonst? Ausländer können z. B. auch dann vom niedrigeren Börsenpreis profitieren, wenn der deutsche Privatkunde massiv draufzahlt, da sie nicht der EEG-Umlage unterliegen. Man darf auch die Modellwelt nicht mit der Realität verwechseln. --FfD (Diskussion) 11:23, 28. Aug. 2021 (CEST)

Der Verbraucher ist unscharf, da hast du recht und der von dir beschriebene Effekt, dass der Ausländer vom niedrigen Börsenpreis profitiert, während der Inländer die EEG-Umlage zahlt, besteht. Ein Effekt, den meines Erachtens auch die ursprüngliche Studie des Frauenhoferinstituts großzügig übersieht. Das ist aber kein Grund alles zurückzusetzen. Jetzt steht es genauso drin: Eine Nettoentlastung für den Verbraucher kann entstehen, ... Es ist immer derselbe Vergleich, wie er in der Studie auch schon drin steht: Erhöhte Kosten aus der EEG-Erzeugung stehen niedrigeren Kosten aus der konventionellen Erzeugung gegenüber. Das ist mit den Rechtecken auch grafisch richtig dargestellt. Die Formel in der jetzt wiederhergestellten Version macht genau denselben Vergleich mit genau denselben Vereinfachungen, ich stelle ihn nur grafisch dar.

Allerdings hat die Formel in der jetzt wieder hergestellten Version einen Fehler: Mit den Bezeichnungen dieser Grafik ist die Kostenreduktion für konventionellen Strom: N1*p1 - N2*p2

Ohne zusätzliches EEG liefern sie N1 zum Preis p1, mit EEG nur noch N2 zum Preis p2,

dem stehen Mehrkosten EEG von (N1-N2)*pEEG gegenüber (der Teil ist richtig), daran sieht man schon, dass die Darstellung über die Residuallast den Übergang von Preisreduktion zur Betrachtung einer Gesamtkostendifferenz nicht sehr intuitiv macht. Schlicht ist die vorige Version auch nur, wenn man Formel und die Möglichkeit einer Gesamtkostensenkung gleich ausblendet, und nur die Marktpreisreduktion betrachtet. Dann ist das Ganze allerdings auch keinen Artikel wert.

--Arianndi (Diskussion) 20:55, 28. Aug. 2021 (CEST)

Gegen Verbesserungen an sich habe ich nichts, bloß hatten deine Grafiken auch ein grundsätzliches Problem. Nach der Darstellung kauft der wie auch immer definierte "Verbraucher" den EEG-Strom zum festgelegten Vergütungssatz und den Rest zum Börsenpreis. Das ist aber nicht so. Der zwangsweise abgenommene EEG-Strom wird verkauft, die Differenz zwischen dem Abnahmepreis und dem Marktpreis bildet die EEG-Umlage (in der Praxis aber mit zeitlicher Verzögerung). Inzwischen ist es noch komplizierter, weil die EEG-Umlage quersubventioniert wird über die CO2-Bepreisung. Für die EEG-Umlage bekommt jedenfalls ein Stromkunde keinen Strom als Gegenleistung, er muss dann im Modell (nicht in der Realität) alles direkt oder indirekt über die Börse einkaufen und zahlt die vom Staat festgelegte Umlage obendrauf. Darauf kommt dann noch Umsatzsteuer, wobei es einen Unterschied macht, ob der Endkunde ein vorsteuerabzugsberechtigter Geschäftskunde ist oder nicht.--FfD (Diskussion) 12:06, 29. Aug. 2021 (CEST)

Verbraucher ist schon definiert, das ist der Gegenspieler zum Erzeuger. Beim Merit-Order-Effekt geht es um ein Modell, also ein Gedankenexperiment, was passiert, wenn - je nach Darstellung - entweder die Merit-Order verändert, weil sich die Erzeugungskapazitäten ändern, oder bei gegebener Merit-Order sich der Arbeitspunkt (Restlast) auf der Merit-Order verändert. Das sind alles Wahrscheinlichkeitsverteilungen der (Rest)Last z.B. über ein Jahr, die sich in Wahrscheinlichkeitsverteilungen des Preises übersetzen. Es geht nicht darum, speziell das EEG nachzubilden, weil auch das EEG von der Jahrtausendwende ein anderes ist, das heute gilt. Damals gab es z.B. den Mechanismus, dass die ÜNBs den EEG-Strom aufnehmen und als Band veredeln, was dann den Vertrieben als Band ins Portfolio geschoben wurde. Heute wird alles direkt verkauft, entweder über Netzbetreiber oder Direktvermarkter. Der Merit-Order-Effekt beantwortet die Frage, was mit der Zahlungslast des Verbrauchers passiert, wenn man zusätzliche Kapazitäten hinzunimmt. In Summe zahlt er einen Mehrpreis für die zusätzlichen Erzeugungskapazitäten (das kann nicht nur per EEG passieren, sondern auch per KWKG), und man schaut wie sich der Börsenpreis gemittelt über die Wahrscheinlichkeitsveränderung verändert: die Merit Order ist eine Funktion, die die Restlast auf den Marktpreis abbildet. --Gunnar (Diskussion) 16:09, 28. Aug. 2021 (CEST)

Merit-Order-Effekt

Merit-Order-Effekt (neu)

Merit-Order-Effekt (alt)

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

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

@Gunnar.Kaestle:

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

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

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

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

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

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

merit order effect

merit order effect - revenues of renewable and conventional production

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

Dann kann man auch die Erklärung in 2 Schritte teilen:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

"alter Kram"

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

Beispielrechnung

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

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

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

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

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

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

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

Neue Quelle eingefügt

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

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

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

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

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

Update der Quantifizierung?

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

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

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

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

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

Zur Entstehung?

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

Zuerst muss man zur Kenntnis nehmen, dass diese Methode der Preisfindung kein Abzockmechanismus ist, sondern ein Einheitspreis üblich ist, z.B. bei Wertpapiermärkten oder fungiblen Gütern die leicht vergleichbar sind. Er beschreibt vielmehr das althergebrachte Verhalten auf Märkten [2]. Es gibt einen Preis für Äpfel der Güteklasse A und Birnen der Güteklasse B. Es ist nicht so, dass der Markt versagt, sondern dass hohe Brennstoffpreise schlicht hohe Strompreise ergeben. Und es war schon immer, so dass Grundlastkraftwerke mit günstigen Betriebskosten einen höheren Deckungsbeitrag erwirtschaften, die sie auch brauchten, um die höheren Anschaffungskosten zu refinanzieren. Das einzige was eben nicht geht, ist dass plötzlich anziehende Preise ein Investitionssignal ergeben, das im kapitalintensiven Energiesektor in wenigen Wochen oder Monaten zu einer Inbetriebnahme und damit einer Rückkopplung (Preisentlastung) führt. Das ist aber kein Vorwurf an der Merit-Order, sondern liegt daran, dass die Bauzeiten eine Totzeit in ökonomischen Regelkreisen darstellen. --Gunnar (Diskussion) 23:54, 29. Aug. 2022 (CEST)

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

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

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

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

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

Die AG Energiebilanzen kommt für das Vor-Corona-Jahr 2019 [3] auf folgende Werte für den Endenergieverbrauch Erdgas:

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

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

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

Weiterhin verraten die Auswertetabellen:

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

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

Zitat:

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

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

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

Ausserdem ist es falsch. Die Gaspreise sind nicht in Folge der Ukrainekrise um das 10 Fache gestiegen und somit ist auch der Strompreisanstieg auch nicht durch den Krieg in der Ukraine gestiegen. Die Gaspreise sind schon letztes Jahr explodiert und da gab es den Krieg noch nicht, auch wenn die Krise auf das Jahr 2014 bzw. das Jahr 2008 zurückführbar ist. Der Spotmarktpreis für Erdgas ist schon im letzten Jahr von ca 20 €/MWh auf ~100 €/MWh im Q4 angestiegen [4] und auch dieses Jahr gab es keine Lieferunterbrechung, sondern erst im Juni wurde das Tit-for-Tat-Spiel des Wirtschaftskriegs erwiedert. Das ist aber dann "nur" noch die Erhöhung der Gaspreise von 100 auf 200 €/MWh gewesen, um das der Erdgaspreis aktuell pendelt [5]. Weiterhin darf man als strompreistreibende Faktoren der Wegfall von 12 Kernkraftwerken in Frankreich anführen, wo in der Heizperiode ab November der Preis auf 1000 €/MWh steigt, und der Importbedarf schon im Sommer stieg. Zusätzlich war auch nicht hilfreich, dass in Südnorwegen eine Dürre vorherrschte, d.h. deren Speicherwasserkraftwerke waren recht leer und die Preise dort auch ungewöhnlich hoch. Das alles ist aber an sich off-topic und hat im Artikel zur Merit-Order so gut wie nichts zu suchen. --Gunnar (Diskussion) 20:08, 17. Sep. 2022 (CEST)

Einleitungssatz

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

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

@FfD: Vorschlag für den Einleitungssatz:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

"Russland hat bereits 2021 damit begonnen, die Lieferungen zu drosseln." Üblicherweise ist es so, dass zu einem Lieferverhältnis immer zwei gehören. Der eine bestellt, der andere liefert - wenn er kann und der Preis passt. Als 2021 die Preise für Gas in die Höhe geschossen sind [6], haben wohl viele Kurzfristbesteller gesagt: och, das ist mir zu teuer, ich komme mit dem klar, was ich mir langfristig zu niedrigen Preise gesichert habe. Und der LNG-Markt ist traditionell eher einen Ticken noch teuerer, also: woher nehmen, wenn nicht stehlen? Wer es genau wissen will, schaut sich die BAFA-Grenzübergangspreise an. [7]. Interessant ist in dem Zusammenhang auch ein Schaulaufen im Kreml "Meeting on development of the energy industry" [8] vom Oktober 2021, bei dem betont ist, dass man das langfriste Gasgeschäft nicht nur mit kurzfristen Spotmarktverträgen machen kann, sondern dass auf beiden Seiten Planungssicherheit vorhanden sein muss. Dies passt auch zur Beobachtung in der Öl+Gas-Branche: "Die Investitionen in den E&P-Sektor waren 2020 infolge der im Vergleich zum Vorjahr deutlich niedrigeren Erdöl- und Erdgaspreise mit 382 Mrd. USD um 27 % niedriger." [9] S. 39 --Gunnar (Diskussion) 20:47, 18. Sep. 2022 (CEST)

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

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

Als Fazit der endlosen Diskussion wäre ich dafür:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Warum wird hier fleißig was zur Ukrainekrise gelöscht?

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

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

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

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

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

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

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

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

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. --178.7.89.250 12:42, 13. Dez. 2022 (CET)

Grenzen und Berechtigung des Modells

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hier ist die Preisentwicklung aus dem Jahr 2021 [10] und aus dem Folgejahr 2022 [11]. Ich kann dort keinen Preisausreisser auf 3000 h entdecken. Was sind das genau für Werte, die Du runtergeladen hast? Beim Vergleich der beiden Jahren finde ich 2021 nicht weniger beunruhigend: Anstieg von ca 50 €/MWh auf etwa 200 €/MWh. In 2022 hatten wir anfangs eine Bandbreite von ca 200-300 €/MWh und später 300-500 €/MWh mit Ausreissern bis 800 €/MWh. Bei logarithmischen Darstellungen kann man auf den ersten Blick ablesen, wie sich die Wachstumsrate verhält. Beipiel: CO2-Emissionen Man sieht, dass China seit einer Dekade bei den CO2-Emissionen nicht mehr wächst, aber Indien mit konstanter Steigung (= gleicher prozentualer Wert) aufholt. Das weltweite Wachstum an CO2-Emissionen war von 1800 bis zum 1. Weltkrieg sehr konstant, und wieder im Zeitraum nach dem 2. Weltkrieg bis zur 2. Ölkrise. Ab den 80er Jahren ging es global mit gebremsten Schaum weiter. Wenn Dich die negative Zahlen stören, dann rechne doch mit Tages-Baseload-Mittelwerten, da man in einer Jahresdarstellung keinen Wert auf das Gezappel im Intraday-Markt nehmen muss. Die Rohdaten gibt es m.W. auch bei SMARD.

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

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

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

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

1 Gaspreisschock im Ukraine-Krieg

2 Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien

2.1 Auswirkungen

2.2 Kritik

3 Literatur

3.1 Primärliteratur

3.2 Artikel & weiterführende Informationen

3.2.1 Ältere Beiträge

4 Weblinks

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

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

Einen "Absatz zum Merit-Order-Modell nach der Einleitung einzufügen", fände ich ebenfalls sehr hilfreich, s. nächster Abschnitt. --Jwollbold (Diskussion) 09:10, 31. Okt. 2022 (CET)

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.

Ich sehe aber nicht, warum dieser Zusammenhang in den Merit-Order-Artikel gehört. --Gunnar (Diskussion) 23:14, 9. Nov. 2022 (CET)

Verständliche Erklärung der Grundlagen

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)

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

1. Ist Merit-Order eine (europäische) regulatorische Vorgabe, oder ein Modell zur Erklärung der Preisbildung an der europäischen Strombörse EPEX SPOT und an der Leipziger Strombörse, die nach Marktgesetzen funktionieren?
2. Was sind Grenzkosten - die Hauptform von variablen Kosten (vielleicht kann man sie schon hier in 1 Satz definieren)? Wie kommen sie ins Spiel? Machen die Stromanbieter Angebote nach Grenzkosten?
3. "Stromangebotskurve im kurzfristigen Handel": Also Tageshandel, Tagespreise werden festgelegt? Gut erklärt: "Das Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten, das noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, bestimmt den Marktpreis." Also ein Kraftwerk, das irgendwann am Tag zugeschaltet wird? Oder werden die Preise doch stündlich oder gar viertelstündlich neu berechnet?
4. Was ist mit der (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."
5. Werden erneuerbare Energien auch in die Merit-Order einsortiert? Wenn ja, stehen sie aufgrund des gesetzlichen Einspeisevorrangs (für alle Arten oder nur Solarenergie?) "mit fiktiven Grenzkosten gleich Null" (Fraunhofer S. 12) als Modellannahme am Anfang? Und/oder haben sie - wie jetzt im Artikel steht und auch plausibel ist - tatsächlich die geringsten Grenzkosten ("Nichtdisponible Einspeisungen aus Wind- und Solarenergie mit sehr geringen Grenzkosten decken einen Teil der Verbraucherlast"),
6. Oder spielt die Merit-Order nur bei Direktvermarktung von Solarstrom eine Rolle, s. Fraunhofer S. 10?: "Aktuell erfolgt die Vergütung nach drei Basismodellen, abhängig von Größe und Typ des PV-Kraftwerks: die Festvergütung [BNA3], die Direktvermarktung mit Marktprämie und für große Kraftwerke die Vergütung gemäß Ausschreibungszuschlag der Bundesnetzagentur".
7. 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)

Antwortversuche:

1. Das Einheitspreisverfahren ist die Vorgabe, Merit-Order die Konsequenz. --Jwollbold (Diskussion) 09:08, 31. Okt. 2022 (CET)

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)

Nein. Das Einheitspreisverfahren ist ein "natürliches" Verhalten von Marktteilnehmern, vgl. [12] Es ist zudem auch effizient. --Gunnar (Diskussion) 21:35, 9. Nov. 2022 (CET)

2. Wurde hier viel diskutiert: Im Prinzip ja. --Jwollbold (Diskussion) 09:08, 31. Okt. 2022 (CET)

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)

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)

3. Anbieter (und Abnehmer?) geben am Vortag Angebote ab, die Preise werden dann stündlich oder viertelstündlich berechnet. --Jwollbold (Diskussion) 09:08, 31. Okt. 2022 (CET)

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)

"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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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.

Zu 7: Verwechslung von Modell und Realität, siehe Antwort zu 2.--FfD (Diskussion) 22:54, 2. Nov. 2022 (CET)

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)

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)

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)

50 € Einkaufspreis für eine Aktie sind keine Grenzkosten, sondern versunkene Kosten. Ob ein Aktienhändler verkauft, spiegelt ausschließlich die Erwartung künftiger Preise wieder.--Arianndi (Diskussion) 19:35, 8. Nov. 2022 (CET)

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)

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)

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)

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)

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)

@Gunnar Was soll denn das? Strom ist nicht das einzige, was an der Börse gehandelt wird. --Arianndi (Diskussion) 20:47, 15. Nov. 2022 (CET)

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)

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)

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)

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)

Edits im Artikel Stromhandel

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)

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)

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)

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)

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. [13] 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)

Du willst noch mal nachlesen, was eine limitierte Order ist und warum man unlimitierte oder weit über/unter der Preiserwartung liegende Order abgeben will und kann, ohne bankrottgefährdet zu sein. --Gunnar (Diskussion) 17:18, 12. Nov. 2022 (CET)

Bitte zu Stromhandel-Edits in der dortigen Diskussion weiterschreiben. --Jwollbold (Diskussion) 17:42, 12. Nov. 2022 (CET)

Edits im hiesigen Artikel Merit-Order

Wichtige Ergebnisse aus der Arbeit an Stromhandel habe ich jetzt hier eingearbeitet:

1. Merit-Order spielt im Day-Ahead-Markt eine Rolle, nicht im Intraday-Handel.
2. 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)

@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)

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. ([14] 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)

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)

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)

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)

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 [15] --Gunnar (Diskussion) 09:24, 14. Nov. 2022 (CET)

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)

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 [16] 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)

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)

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)

Merit-Order und Einheitspreisverfahren

(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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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.

https://publica-rest.fraunhofer.de/server/api/core/bitstreams/f6a0a6d8-85c3-4e6c-a3cd-d47bbac75d91/content --Arianndi (Diskussion) 20:06, 19. Nov. 2022 (CET)

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 [17], 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)

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)

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)

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)

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)

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)

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!

Ist so alles korrekt? Wenn ja, sind für mich als Leser-Schreiber keine Fragen mehr offen als die Position der erneuerbaren Energien im Modell. Falls nein, formuliert bitte eine genauere Antwort auf meine Fragen. Ich denke, andere Leserinnen haben sie auch manchmal. --Jwollbold (Diskussion) 20:57, 4. Dez. 2022 (CET)

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)

Neben der EPEX Spot Auktion gibt es im Termin-, Spot- und Intradaymarkt einen Laufenden Handel. --Arianndi (Diskussion) 22:11, 4. Dez. 2022 (CET)

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: --Arianndi (Diskussion) 22:23, 4. Dez. 2022 (CET)

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)

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)

"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)

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)

Wirkung auf den Stromkunden

Die Behauptung, das EEG könne via Merit-Order den Stromkunden entlasten, ist nicht belegt und schon rein logisch nicht haltbar, denn sie beinhaltet zwei Denkfehler. Erstens: Gerade WEGEN des EEG können inländische Kunden NICHT vom Merit-Order-Effekt profitieren. Das EEG schreibt feste Vergütungssätze vor und diese sind indirekt von den Stromkunden zu tragen. Billiger als diese Vergütungssätze kann der EEG-Strom für sie nicht sein, selbst wenn der Börsenpreis nahe Null oder im äußersten Fall negativ ist. Die Netzbetreiber werden gezwungen, weit mehr zu zahlen als der Marktpreis und machen so Verlust. Das wird durch Merit-Order noch verschärft, weil die Differenz zwischen Marktpreis und Einspeisevergütung dadurch steigt. -- FfD 19:21, 19. Nov. 2010 (CET)

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

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

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

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

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 [18], die Verbraucherlast nach Weihnachten von 70 GW auf knapp 60 GW schrumpfte aber eben auch, dass die EE-Einspeisungen zunahmen. [19] 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 [20]. 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)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

"Lynchjustiz" an wem? An einem abstrakten Prinzip? Oder willst du dich gegen Kritik an den politisch Verantwortlichen verwahren? --178.7.89.250 12:57, 13. Dez. 2022 (CET)

Kartell

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

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

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

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

Als nächstes muss man sich klar werden, dass es "fair" ist, wenn Erzeugungsanlagen mit niedrigem variablen Kosten einen hohen Deckungsbetrag erzielen, wenn der Marktpreis hoch ist. Solche Produzenten haben hohe Fixkosten (CAPEX und laufenden Fixkosten) [21] 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. [22][23][24] --Gunnar (Diskussion) 19:16, 6. Aug. 2022 (CEST)

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. --178.7.89.250 13:02, 13. Dez. 2022 (CET)

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)

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!88.117.169.122 10:27, 31. Jan. 2023 (CET)