Warum Strompreise durch die Decke schießen

So weit war der Großhandelspreis nicht einmal während der Gaskrise nach oben geschossen. 936 Euro kostete die Megawattstunde Strom am 12. Dezember 2024 für die Lieferstunde 17 bis 18 Uhr. Nicht der einzige extreme Ausreißer. Auf der Basis eines „konservativ parametrisierten Merit-Order-Ansatzes“ haben Analysten des Beratungsunternehmens Neon Neue Energieökonomik 31 Preisspitzen identifiziert.

Per definitionem handelt es sich um Stunden, in denen der „Day-Ahead-Preis die Kosten einer offenen Gasturbine inklusive Anfahrtskosten übersteigt“. Die Experten betrachteten den Zeitraum von 2015 bis 2024. Alle Preisspitzen verteilen sich auf 2024 und 2023.

Die Studie im Auftrag des Übertragungsnetzbetreibers 50 Hertz kommt zu dem Ergebnis, dass die Ausschläge im Winter 2023/24 „ökonomisch als Knappheitspreise“ zu deuten sind – weniger als strategische Mengenzurückhaltung. Hinweise auf systematischen Marktmachtmissbrauch hätten sich nicht ergeben, heißt es. Die Preisspitzen zeigen sich nach der Analyse allein in Situationen sehr geringer Wind- und PV-Einspeisung bei gleichzeitig hoher Residuallast. Diese lag demnach häufig über 60.000 MW.

6.000 MW „unterausgelastet“

In einer nach eigenen Angaben anlagenscharfen Auswertung untersuchten die Autoren das Verhalten von Gas-, Stein- und Braunkohlekraftwerken sowie Pumpspeichern während der Preisspitzen. Ein großer Teil der fossilen Erzeugungskapazität war demnach hoch ausgelastet. Für den überwiegenden Anteil der Anlagen, die nicht oder nicht voll produzierten, fanden sich laut Studie plausible Gründe, darunter Reservebindungen, gemeldete Nichtverfügbarkeiten sowie betriebliche Einschränkungen. Rund 6.000 MW Leistung seien ohne klare Erklärung unterausgelastet gewesen.

Die Studie macht zudem deutlich, dass die tatsächlich verfügbare Erzeugungsleistung unter der installierten Nennleistung liegt. Während der Preisspitzen erreichten Gas- und Braunkohlekraftwerke im Durchschnitt Kapazitätsfaktoren von rund 75 Prozent, Steinkohle etwa 50 Prozent und Pumpspeicher rund 30 Prozent. Ursachen seien unter anderem Alterung, Wartungen oder technischen Störungen.

Die Autoren schlussfolgern zum einen, dass die Quantifizierung der heute sicher verfügbaren Kraftwerkskapazität nicht auf der Nennleistung von Anlagen in Kraftwerkslisten beruhen sollte, sondern die tatsächliche Verfügbarkeit realistisch abbilden müsse. Zu prüfen wäre nach ihrer Einschätzung „auch die Rolle, die unterbrechbare Gaslieferverträge bereits spielen und in Zukunft in Knappheitsstunden spielen könnten“.

Erwartbares Signal im aktuellen Marktdesign

Zum zweiten weist das Beratungsunternehmen darauf hin, dass eine belastbare Bewertung der gesicherten Leistung eine konsistente Datengrundlage voraussetzt, die installierte Kapazitäten, technische Verfügbarkeiten und Reservebindungen transparent ausweise. „Dies ist momentan nicht gegeben“, heißt es.

Als dritten Punkt heben die Analysten die aggregierten Kapazitätsfaktoren für Gas- und Kohle-Kraftwerke und Pumpspeicher während der Preisspitzen hervor. „Vor diesem Hintergrund scheint es umso relevanter, in Versorgungssicherheitsstudien und Kapazitätsmechanismen realistische De-Rating-Faktoren auch für oft als gesichert angenommene Leistung zu verwenden.“

Preisspitzen, so die nüchterne Feststellung, seien „im aktuellen Marktdesign ein erwartbares Signal realer Angebotsknappheit“. Und können in vergleichbaren Situationen erneut auftreten.

Die Studie „Preisspitzen am deutschen Strommarkt“ steht online auf der Internetseite von Neon Neue Energieökonomik bereit.