Wieder Gewein um die EEX

Jetzt gibt es den Wirbel um angeblicher Preistreiberei an der EEX. Weil ein Anbieter dadurch dass er weniger Strom anbietet den Preis erhöht. Ich würde aber sagen, dass Stromunternehmen es den Aktionären verpflichtet sind, die eigenen Gewinne hochzufahren. Die Grundfrage die auftaucht ist also: wollen wir einen liberalisierten Strommarkt? Oder glauben wir, dass EVUs in öffentlicher Hand besser arbeiten würden? Gibt es alternativen wie eine Lieferverpflichtung?

Ich möchte einige Mechanismen beitragen in Anlehnung an einem Artikel in Anne Ku (Hrsg.) Risk and Flexibility in Electricity. Der Artikel, ‚Simulation for Organisational Learning in competitive Electricity Markets‘ von Isaac Dyner, Erik Larssen und Alessandro Lomi, beschreibt ein systemisches Simulationsmodell der Elektrizitätsmarkten in England und Wales. Basierend auf dem Model des ‚Market Clearing Price‘, sowie es an der EEX gehandhabt wird, werden die Möglichkeiten von Erzeugern dargestellt, dadurch Gewinne zu machen, dass Kapazitäten zurückgehalten werden.

Zum ‚Market Clearing Price‘: an der EEX kann jeder Marktteilnehmer ein Gebot abgeben, um die eigenen Position abzudecken. Ein größerer Erzeuger wird 1) Lieferverpflichtungen haben und 2) mehrere Kraftwerke mit unterschiedlichen Grenzkosten, d.H. Kosten per MWh erzeugter Energie. Bei einem Preis, wo er selber nicht produzieren kann, wird er natürlich kaufen, um seine Verpflichtungen nachzukommen. Ab dem Preis, wo das Kraftwerk mit den niedrigsten Kosten besser ist, wird das Kraftwerk natürlich genommen, und entsprechend weniger gekauft, bis der Preis so hoch ist, dass der Erzeuger seinen Lieferverpflichtungen erfüllen kann und Restmengen verkaufen kann. Das macht er natürlich pro Kraftwerk erst dann, wenn es lohnt. Ein Gebot für die 7. Stunde könnte also wie folgt aussehen: bis 5€ kaufe ich 100 MW, bis 24€ kaufe ich 20 MW, bis 44€ verkaufe ich 40 MW und ab 44€ verkaufe ich 45 MW.

Offensichtlich hat unser Erzeuger also ein Kraftwerk von 80MW, dass 5€ variabele Kosten haz, ein 60MW Kraftwerk dass 24€ kostet und ein 5MW Kraftwerk, dass 44€ pro MWh verbrät. Das heisst also eine Gesamtkraftwerkskapazität von 145 MW. Und trotzdem wird den ganzen 100 MW Bedarf eingekauft bei Preise unter 5€.

Und für die Nicht-Betriebswirte unter uns: es ist völlig in Ordnung, wenn mehr als die variabele Kosten verdient werden. Es ist sogar notwendig. Es gibt nämlich auch Fixkosten: das Personal, das sowieso da ist, die ganze Investitionen im Kraftwerk, ein Teil der Wartung, der Kaffee, die Betriebsfeuerwehr. Das Geld wird erst eingenommen, wenn der Preis über den variabelen Kosten liegt.

Und jetzt basteln wir uns eine minimalen EEX-Stunde. Dazu brauchen wir noch eine andere Teilnehmerin, die auch erzeugt und feste Lieferverpflichtungen hat.  Das Gebot für die 7. Stunde wäre hier:  bis 6€ kaufe ich 100 MW, bis 23€ kaufe ich 20 MW, ab 23€ bis 48€ verkaufe ich 40 MW und ab 48€ verkaufe ich 45 MW. Diese Erzeugerin hat also ein Kraftwerk von 80MW, dass 6€ variabele Kosten haz, ein 60MW Kraftwerk dass 23€ kostet und ein 5MW Kraftwerk, dass 48€ pro MWh verbrät.

Der ‚Market Clearing Price‘ wird also 23€ sein, weil Teilnehmerin 2 ab 23€ verkäuft, und Teilnehmer 1 bis 24€ käuft. Insgesamt laufen nur 3 von 6 Kraftwerken, weil die andere 3 Kraftwerke nicht wirtschaftlich produzieren gegen ‚Market Clearing Price‘, und einer der Teilnehmer bezieht Netto Strom von der Börse, obwohl seine Kapazität größer ist als sein Bedarf.

In dem Minimodell hier gibt es keinen Vorteil, mit dem eigenen Angebot zu schummeln. Jedenfalls sieht das so aus…

Aber warte: die 23€ sind gerade kostendeckend. Es wäre auch nicht schlimm, den ausfallen zu lassen. Dann würde der Preis bei 24€ liegen. Hmm. Leider bezahlt Teilnehmerin 2 dann insgesamt  100*1€ = 100€ mehr für ihre 100MW. Obwohl natürlich 80€ mehr eingenommen wird von der kleinste Anlage. Wenn das 23€ Kraftwerk zu 50% läuft wird aber insgesamt 10€ mehr eingenommen.

In dieser Zusammenhang muss man schon sehr Kartellmäßig vorgehen, aber gerade in den Spitzendstunden kann man da gut spielen.

Dyner, Larssen und Lomi benennen folgende Gewinne für Erzeuger, wenn sie so ab und zu Kapazitäten zurückhalten:

  1. Höhere Preise, mit höheren Gewinne für die Kraftwerke die liefern.
  2. Eingesparte Brennstoffe, die ggf. mit Gewinn verkauft werden können.
  3. Mehr Festpreisverträge, weil die Abnehmer eine höhere Volatilität am Markt wahrnehmen.
  4. Die unsicheren Preisen halten Neuantritte am Markt ab.

So eine systemische Analyse des deutschen Marktes hätte ich gerne. Um dann zu schauen, wo an der Abnahmeseite gespielt werden kann. (Im Grunde genommen ist das Zurücknehmen von Kapazitäten gleichwertig an eine ‚Zunahme der Abnahme‘. Also muss man an der Abnahmeseite ähnlich spielen können. Leider kochen in Deutschland alle Abnehmer ihr eigenes Süppchen, und damit entsteht keine Marktmacht an der Abnehmerseite.)

Ich glaube, dass der Markt ein Spiel ist und sein muss. Wer damit nicht leben kann, darüber nicht nachdenken mag, sollte sich anfreunden mit einem Monopolversorgung wie wir sie hatten, und die uns nicht die Wahl gelassen hat, zu EWS-Schönau oder Lichtblick zu wechseln. Da werden die Preise anders gestaltet….

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