Danke, lieber Petz, für die Mühe das System zu beschreiben, auch wenn ich die vielen speziellen Begriffe nicht einordnen kann. Ich betrachte den Handel schon lange modellhaft als nichts anderes als ein zweites Regelsystem - neben dem technischen - und ich staune durchaus, wie gut das funktioniert. Technisch kann das System natürlich nur funktionieren solange Versorger und Verbraucher zeitlich zusammenpassen. Handelsseitig durchschaue ich nicht die Vertragswerke sowohl über die Grenzen hinweg, als auch mit Verbrauchern u.a.. Wie hoch sind beispielsweise Entschädigungen? Kann es also vorkommen, dass Verbraucher abgeschaltet werden, weil die Entschädigung geringer ist als der Gewinn, der an anderer Stelle erwirtschaftet werden kann? Im Handel ist viel möglich.
Jedenfalls denke ich, dass nach wie vor gilt, dass mit einem Rückbau der Angebote der Strom teurer wird. Das würde ich auch ihrer Zusammenstellung entnehmen.
Nicht klar geworden ist mir (Sie haben dazu im Parallelfaden Frank geantwortet), welches nun der Börsenpreis ist:
Zitat Nein, die Subvention bekommt jeder, sie ist als Anreiz gedacht, um zu investieren. Es funktioniert so: Je nach Baujahr der EE-Anlage bekommt der Betreiber einen Abnahmepreis garantiert, Nehmen wir mal an 5 ct/kWh.
Dann verkauft er beispielsweise für morgen 10-11 Uhr eine MWh an der Börse für 40 Euro, also 4 ct/kWh. Dann bekommt er vom Netzbetreiber den fehlenden Cent Prämie pro kWh ausgezahlt, also 10 Euro. Der Netzbetreiber berechnet aus all diesen ausgezahlten Prämien einmal im Jahr die EEG-Umlage und holt sich den Gesamtbetrag vom Stromkunden wieder (der jeweilige Versorger zieht den Betrag über die Stromrechnung ein und reicht ihn durch).
Danach verkauft der Betreiber einer WKA seinen Strom zu dem Preis an der Börse, den er bekommt. Unterhalb von 5 ct/kWh juckt ihn der Preis nicht, weil er den Rest zugeschossen bekommt. Eigentlich ist das kein Markt, welcher Mechanismus ihn daran hindert immer zu 0 ct anzubieten ist hier nicht erkennbar.
Und verstehe ich dann richtig, dass der WKA-Preis direkt mit dem Preis der Anbieters aus dem Ausland konkurriert?
Sehr schön dargestellt. Vielleicht noch der Zusatz, daß der Sinn des Intradayhandels ist, kurzfristige und von den Fahrplänen nicht geplante Schwankungen auszugleichen. Und die entstehen überwiegend wetterbedingt durch die Einspeisung von Zappelstrom. Ein Kohlekraftwerk kann eigentlich immer die am Vortag geplante Strommenge liefern.
Zitat von Martin im Beitrag #3Eigentlich ist das kein Markt, welcher Mechanismus ihn daran hindert immer zu 0 ct anzubieten ist hier nicht erkennbar.
Den Zuschuß bekommt er als Differenz zwischen dem Garantiebetrag und dem Referenzpreis der Börse (der aus allen Handelsaktivitäten gebildet wird). Wenn der Produzent freiwillig billiger anbietet als es der Markt hergibt ist das sein Verlust.
Zitat von Martin im Beitrag #3Danach verkauft der Betreiber einer WKA seinen Strom zu dem Preis an der Börse, den er bekommt. Unterhalb von 5 ct/kWh juckt ihn der Preis nicht, weil er den Rest zugeschossen bekommt. Eigentlich ist das kein Markt, welcher Mechanismus ihn daran hindert immer zu 0 ct anzubieten ist hier nicht erkennbar.
Der Mechanismus ist nur erkennbar, sondern sogar lesbar. In meinem Artikel! Der Day-Ahead-Preis ist ein Grenzpreis. Das heißt, alle Transaktionen für die betreffende Stunde werden zu dem Angebotspreis verkauft, bei dem die Nachfrage gesättigt ist (das ist eine schöne Aufgabe für Spieltheoretiker ). Sein Angebot für 0 Euro senkt zwar den Preis leicht (das ist das, was die Merit-Order-Fans toll finden), aber erstattet bekommt er trotzdem nur die Differenz zwischen dem tatsächlichen Zuschlagspreis.
Noch mal ein Nachtrag zu meiner Genervtheit bzgl. Energiedebatte: Ja meinen Sie auf die Idee ist noch nie einer gekommen? Schauen Sie sich mal ein paar Wochen die Day-Ahead-Preise an der EPEX SPOT an, die Preisbildung folgt ziemlich genau Angebot und Nachfrage.
Zitat von Martin im Beitrag #3Und verstehe ich dann richtig, dass der WKA-Preis direkt mit dem Preis der Anbieters aus dem Ausland konkurriert?
Zunächst mal: Alle konkurriern mit allen - das ist die Idee es Marktes. Aber in dem Fall nicht direkt, da der Anbieter aus dem Ausland in einer anderen Gebotszone sitzt. Bis vor kurzem gab es zwischen Österreich und Deutschland eine gemeinsame Preiszone, da konnte der Händler aus Schwerin auf den Strom aus Klagenfurt bieten. Diese wurde aber aufgelöst.
Was passiert, ist folgendes: Bei der Preisberechnung vergleicht die EPEX SPOT die Gebote aus den unterschiedlichen Märkten und weist darauf die verfügbare Koppelkapazität zu. Das Sorgt für eine Harmonisierung der Preise. Ich mach mal ein Beispiel: Angenommen, der Grenzpreis ist bei 35 in Deutschland und bei 40 in den Niederlanden. Dann ist klar, dass die Kuppelkapazität von Deutschland in die Niederlande genutzt werden muss. Die niederländischen Händler können auf günstigere Angebote in Deutschland zurückgreifen, so dass der Grenzpreis in NL vielleicht auf 37 oder 38 sinkt.
Zitat von R.A. im Beitrag #4Sehr schön dargestellt. Vielleicht noch der Zusatz, daß der Sinn des Intradayhandels ist, kurzfristige und von den Fahrplänen nicht geplante Schwankungen auszugleichen. Und die entstehen überwiegend wetterbedingt durch die Einspeisung von Zappelstrom. Ein Kohlekraftwerk kann eigentlich immer die am Vortag geplante Strommenge liefern.
Habe ich ja geschrieben. Und das coole ist, dass (freie Kuppelkapazität vorausgesetzt) der Intradayhandel mittlerweile explizit und grenzüberschreitend fast in Echtzeit funktioniert.
Zitat Marking an important step towards creating a single integrated European intraday market, the XBID go-live with the 10 Local Implementation Projects has delivered continuous trading of electricity across the following countries: Austria, Belgium, Denmark, Estonia, Finland, France, Germany, Latvia, Lithuania, Norway, The Netherlands, Portugal, Spain and Sweden. Many other European countries are due to take part in a second ‘wave’ go-live with XBID in 2019.
Zitat von Martin im Beitrag #3 Handelsseitig durchschaue ich nicht die Vertragswerke sowohl über die Grenzen hinweg, als auch mit Verbrauchern u.a.. Wie hoch sind beispielsweise Entschädigungen? Kann es also vorkommen, dass Verbraucher abgeschaltet werden, weil die Entschädigung geringer ist als der Gewinn, der an anderer Stelle erwirtschaftet werden kann? Im Handel ist viel möglich.
Ich glaube, ich schiebe in den nächsten Tagen noch eine Ergänzung über den Markt für Systemdienstleistungen nach.
Aber schon mal als Ausblick: Ja, das kann durchaus passieren. Der Autor Mihm (den ich übrigens schätze) schmeißt zwar im von Ihnen zitierten FAZ-Artikel ein paar Sachen durcheinander, aber prinzipiell hat er Recht, was den Einsatz abschaltbarer Lasten angeht. Das hängt sehr stark mit dem Marktdesign bei den Systemdienstleistungen zusammen, und das hat einen ziemlich großen Einfluss, weil da die Marktmechanismen noch nicht so ausgereift sind.
Zitat Jedenfalls denke ich, dass nach wie vor gilt, dass mit einem Rückbau der Angebote der Strom teurer wird. Das würde ich auch ihrer Zusammenstellung entnehmen.
Was ist denn der Rückbau der Angebote? Wissen Sie, das interessante Phänomen ist doch, dass gerade die emotionalsten Diskutanten oft gar nicht wissen, ob sie wollen sollen, dass der Börsenpreis steigt oder sinkt.
Zitat von R.A. im Beitrag #5 Den Zuschuß bekommt er als Differenz zwischen dem Garantiebetrag und dem Referenzpreis der Börse (der aus allen Handelsaktivitäten gebildet wird). Wenn der Produzent freiwillig billiger anbietet als es der Markt hergibt ist das sein Verlust.
Hm, und wenn sich die Marktteilnehmer darauf einigen würden, den Preis etwas... niedriger "einpendeln" zu lassen - die Differenz trägt der Staat und den Überschuss könnte man unter sich aufteilen? Klingt erstmal kompliziert, aber es geht um viel Geld...
___________________ Jeder, der Merkel stützt, schützt oder wählt, macht sich mitschuldig.
Zitat von Frank2000 im Beitrag #9Hm, und wenn sich die Marktteilnehmer darauf einigen würden, den Preis etwas... niedriger "einpendeln" zu lassen - die Differenz trägt der Staat und den Überschuss könnte man unter sich aufteilen? Klingt erstmal kompliziert, aber es geht um viel Geld...
Ja, um exakt 0 Euro. Welcher Überschuss soll denn entstehen? Über die Garantievergütung können sie nur verdienen, wenn der Börsenpreis höher ist. Dann verdienen aber auch alle mehr und der Staat zahlt nix.
Ich habe ja Martin einen Artikel über den Regelleistungsmarkt versprochen, der ist durchaus manipulationsanfälliger. Ist aber eine andere Geschichte.
Zitat von Frank2000 im Beitrag #9den Überschuss könnte man unter sich aufteilen?
Ach, ich glaube jetzt verstehe ich, was Sie meinen - eine Absprache zwischen Produzent und Abnehmer. Das geht am Day-Ahead-Markt nicht, weil die Gebote anonym abgegeben werden. Man wüsste also gar nicht, mit wem man was teilen muss.
Darum sage ich ja, eine schöne Aufgabe für Spieltheoretiker
Zitat von Meister Petz im Beitrag #6Der Mechanismus ist nur erkennbar, sondern sogar lesbar. In meinem Artikel! Der Day-Ahead-Preis ist ein Grenzpreis. Das heißt, alle Transaktionen für die betreffende Stunde werden zu dem Angebotspreis verkauft, bei dem die Nachfrage gesättigt ist (das ist eine schöne Aufgabe für Spieltheoretiker ). Sein Angebot für 0 Euro senkt zwar den Preis leicht (das ist das, was die Merit-Order-Fans toll finden), aber erstattet bekommt er trotzdem nur die Differenz zwischen dem tatsächlichen Zuschlagspreis.
Noch mal ein Nachtrag zu meiner Genervtheit bzgl. Energiedebatte: Ja meinen Sie auf die Idee ist noch nie einer gekommen? Schauen Sie sich mal ein paar Wochen die Day-Ahead-Preise an der EPEX SPOT an, die Preisbildung folgt ziemlich genau Angebot und Nachfrage.
Ja, so ist der Mechanismus erkennbar. Das ist ja den Wertpapierbörsen nicht unähnlich, nur dass es da keine 'Geschenke' gibt. Ich habe auch nicht angenommen, dass das WKA seine Vergütung indirekt selbst festlegen kann (könnte ja sonst seinen strom zu negativen Preisen), sondern mit dem Beispiel nur die Plausibilität einer solchen Regelung in Frage gestellt.
Zitat Zunächst mal: Alle konkurriern mit allen - das ist die Idee es Marktes. Aber in dem Fall nicht direkt, da der Anbieter aus dem Ausland in einer anderen Gebotszone sitzt. Bis vor kurzem gab es zwischen Österreich und Deutschland eine gemeinsame Preiszone, da konnte der Händler aus Schwerin auf den Strom aus Klagenfurt bieten. Diese wurde aber aufgelöst.
Was passiert, ist folgendes: Bei der Preisberechnung vergleicht die EPEX SPOT die Gebote aus den unterschiedlichen Märkten und weist darauf die verfügbare Koppelkapazität zu. Das Sorgt für eine Harmonisierung der Preise. Ich mach mal ein Beispiel: Angenommen, der Grenzpreis ist bei 35 in Deutschland und bei 40 in den Niederlanden. Dann ist klar, dass die Kuppelkapazität von Deutschland in die Niederlande genutzt werden muss. Die niederländischen Händler können auf günstigere Angebote in Deutschland zurückgreifen, so dass der Grenzpreis in NL vielleicht auf 37 oder 38 sinkt.
Diese Frage war ja das ursprüngliche Thema, die Importentscheidung wird also über den Börsenpreis vor EE-Vergütungen geregelt.
Zitat von Martin im Beitrag #12Ich habe auch nicht angenommen, dass das WKA seine Vergütung indirekt selbst festlegen kann (könnte ja sonst seinen strom zu negativen Preisen), sondern mit dem Beispiel nur die Plausibilität einer solchen Regelung in Frage gestellt.
In der Praxis funktioniert es so: Der WKA-Betreiber (sofern er nicht sowieso ein größerer Erzeuger ist, aber nehmen wir mal den klassischen Windpark) schließt einen Vertrag mit einem Direktvermarkter, also quasi einem Broker, der für ihn den Strom gegen eine Aufwandspauschale verkauft. Der Broker hat natürlich Interesse, sein Portfolio zu verbessern und zu diversifizieren. Am besten für ihn ist natürlich, wenn er Strom aus verschiedenen Quellen an verschiedenen Orten (das ist gerade bei WKA vorteilhaft) anbieten kann. Das ist auch vorteilhaft für den Preis: Ist die Windprognose niedrig, lässt er bei den Konvis den Regler hochdrehen. Andere Vermarkter gehen einen Schritt weiter und bilden virtuelle Kraftwerke, womit sie flexibler reagieren können und sogar am Regelleistungsmarkt teilnehmen.
Gerade wenn man sieht, was in einem immer mehr entstehenden Markt möglich ist, wird noch untermauert, wie dermaßen unbedacht, naiv und dilettantisch der EE-Ausbau angegangen wurde.
Ich hätte eine Verständnisfrage (auch wenn wir es glaube ich davon schon einmal hatten)
So wie ich es verstehe, sind die ÜNBs in letzter Instanz dafür verantwortlich die Strombilanzen (auch physisch) auf 0 auszusteuern, was im Erwartungswert wohl Kosten verursachen dürfte.
Rein theoretisch dürfte in einer perfekten Welt ein Eingreifen der ÜNBs gar nicht notwendig werden, da ja jeder Markteilnehmer, auch die Erzeuger, ihre Stromkonten auf 0 aussteuern müssen.
Wie erfolgt nun nach dem „Verursacher Prinzip“ die Zuteilung dieser Kosten der ÜNBs auf deren Verursacher, bzw, wie erfolgt die Sanktionierung des Regelverstoßes, sein Konto nicht auf 0 auszusteuern.
Anders formuliert: Was ist der Anreiz (als Erzeuger oder Abnehmer) meine Day Ahead Planung so präziße wie möglich zu erstellen, damit das Risiko minimiert wird, dass ich beim Ausgleich meines Kontos in die Bredouille komme. Ansonsten agiere ich nach dem Motto: Planung ist sekundär, wenns schief geht regelt der ÜNB das aus.
"Dort, wo es keine sichtbaren Konflikte gibt, gibt es auch keine Freiheit." - Montesquieu
Zitat Rein theoretisch dürfte in einer perfekten Welt ein Eingreifen der ÜNBs gar nicht notwendig werden, da ja jeder Markteilnehmer, auch die Erzeuger, ihre Stromkonten auf 0 aussteuern müssen.
Zumindest weniger. Denn auch in einer perfekten Welt stehen Einspeise- und Entnahmepunkte an unterschiedlichen Stellen. Wenn man das vermeiden will, muss man den ganzen Stromhandel abschaffen und zu den Gebietsmonopolen zurückkehren, was den Strom nicht billiger macht. Also geregelt wird immer.
Zitat von nachdenken_schmerzt_nicht im Beitrag #14Was ist der Anreiz (als Erzeuger oder Abnehmer) meine Day Ahead Planung so präziße wie möglich zu erstellen, damit das Risiko minimiert wird, dass ich beim Ausgleich meines Kontos in die Bredouille komme. Ansonsten agiere ich nach dem Motto: Planung ist sekundär, wenns schief geht regelt der ÜNB das aus.
Der Anreiz liegt darin, dass der Preis für Regel- und Ausgleichsenergie höher sein muss als der Intradaypreis. Und das ist vom Marktdesign her gar nicht so einfach, denn die Netzbetreiber sind durch Netzregelverbund und Ausschreibungen bisher ziemlich erfolgreich darin gewesen, die Kosten für Regelenergie niedrig zu halten. Wie gesagt, ich habe vor, mich demnächst dem hochinteressanten Thema der Systemdienstleistungen etwas ausführlicher zu widmen.
Zitat von Meister Petz im Beitrag #15Zitat: Der Anreiz liegt darin, dass der Preis für Regel- und Ausgleichsenergie höher sein muss als der Intradaypreis.
Das ist genau der Punkt über den ich beim Nachdenken gestolpert bin, da ich davon ausging, dass auch der „Regelleistungsstrom“ den Intraday Preis haben muß. Strom, ist Strom. Preis ist Preis. Zumindest an einem freien Markt. Wenn dem aber so wäre, wäre es auch gleich wie viel von der Back up Kapazität ich (aufgrund verfehlter Prognosen) zukaufen muß, da ich den Strom zum gleichen Preis wieder abliefern kann.
Wenn man natürlich den Preis für „Regelleistungsstrom“ höher macht als für Intraday Strom landet die Rechnung für diesen Regel-Service beim Verursacher.
Die Frage (welche ich mir stelle) ist nur, wie man das zuschlüsselt. Wenn ich Strom brauche um mein Konto auszugleichen, kaufe ich den erstmal am freien Markt. Wenn das Angebot da nicht reicht, müssen die Backup Kapazitäten zugeschaltet werden. Nun wird aber am Strom kein Schild dranhängen „Regelleistung“ oder „regulär“.
Ich habe mir das daher bisher (ganz naiv) so vorgestellt, dass man, um an dem Markt teilzunehmen, eine Gebühr bezahlen muß. Diese Gebühr ist eine Funktion des Missmatches zwischen (eigenem) geplantem und tatsächlichem Bedarf und wird so normiert, dass die Kosten der back up Kapazitäten proportional zu ihrer In-Anspruchnahme verteilt werden.
Den Back up Strom deutlich teurer zu machen als den intra day Preis funktioniert in der Wirkung natürlich auch, ich frage mich da nur, wie man entscheidet wer nun Back up Strom kauft und wer den freien Markt nutzt.
Im Kern war das auch damals meine Frage, als wir vor einiger Zeit darüber diskutierten, wer die Zusatzkosten für volatile Stromerzeugung trägt und wie das geregelt ist. Damals ohne Kenntnis der Funktionsweise des Strommarktes habe ich das aber wohl sehr mißverständlich formuliert. Und ich habe damals auch nicht daran gedacht, dass volatile Stromerzeugung ein nur kleines Problem ist, wenn sie präzise geplant werden kann / wird. Wesentlich ist eigentlich die erste Ableitung der Planung und die kann natürlich selbst bei einem "deterministischen Erzeuger" groß werden, wenn die Planung schlecht ist und natürlich trifft das auch auf die Abnehmer zu.
"Dort, wo es keine sichtbaren Konflikte gibt, gibt es auch keine Freiheit." - Montesquieu
Zitat von nachdenken_schmerzt_nicht im Beitrag #16Wenn man natürlich den Preis für „Regelleistungsstrom“ höher macht als für Intraday Strom landet die Rechnung für diesen Regel-Service beim Verursacher.
Die Frage (welche ich mir stelle) ist nur, wie man das zuschlüsselt. Wenn ich Strom brauche um mein Konto auszugleichen, kaufe ich den erstmal am freien Markt. Wenn das Angebot da nicht reicht, müssen die Backup Kapazitäten zugeschaltet werden. Nun wird aber am Strom kein Schild dranhängen „Regelleistung“ oder „regulär“. (...) Den Back up Strom deutlich teurer zu machen als den intra day Preis funktioniert in der Wirkung natürlich auch, ich frage mich da nur, wie man entscheidet wer nun Back up Strom kauft und wer den freien Markt nutzt.
Es ist ein anderer Markt. Das muss auch so sein, weil der Preis für Regelleistung zwei Komponenten hat: einmal für die Vorhaltung (Leistungspreis) und einmal, wenn er tatsächlich abgerufen wird (Arbeitspreis). Das ist sinnvoll, aber äußerst komplex. Wenn ich jetzt alles erkläre, kannibalisiere ich meinen geplanten Artikel.
Vor allem ist hier zum Verständnis wieder wichtig: Die Unterscheidung zwischen physischem und monetären Stromfluss. Den physischen Strom (nennt sich Regelleistung) kaufen die Netzbetreiber von dem Erzeuger, der ihn für sie vorhält, und ballern ihn ins Netz, damit die Frequenz passt. Den monetären Strom (nennt sich Ausgleichsenergie) berechnen die Netzbetreiber dem Bilanzkreisverantwortlichen, und zwar genau in der Höhe seiner Bilanzkreisabweichung.
Zitat von nachdenken_schmerzt_nicht im Beitrag #16Und ich habe damals auch nicht daran gedacht, dass volatile Stromerzeugung ein nur kleines Problem ist, wenn sie präzise geplant werden kann / wird. Wesentlich ist eigentlich die erste Ableitung der Planung und die kann natürlich selbst bei einem "deterministischen Erzeuger" groß werden, wenn die Planung schlecht ist und natürlich trifft das auch auf die Abnehmer zu.
Es wird ein immer größeres Problem, je mehr volatil installiert ist. Denn wenn ich bei 1 GW installiert eine Prognoseabweichung von nur 1% habe, habe ich 10 MW mehr oder weniger im Netz, um das auszuregeln, lasse ich halt irgend eine Gasturbine bissl lauter husten, das kostet ungefähr 500 Euro in der Viertelstunde. Da sind die Leute, die die Rechnung aufstellen und einziehen schon teurer . Habe ich aber 100 GW installiert, ist es schon ein GW Abweichung, also quasi ein ganzes Kernkraftwerk, das nur dagegenregeln müsste, wenn man sich allein auf physische Regelung verlassen müsste. Deshalb sind die Regeleffekte des Strommarktes sehr wichtig für die Stabilität.
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). Sein Angebot für 0 Euro senkt zwar den Preis leicht (das ist das, was die Merit-Order-Fans toll finden), aber erstattet bekommt er trotzdem nur die Differenz zwischen dem tatsächlichen Zuschlagspreis.
