Im Winter 2024 wurden am Day-Ahead-Markt außergewöhnlich hohe Preisspitzen erreicht. Am 12. Dezember lag der Preis im Spothandel bei etwa 936 Euro je Megawattstunde und damit sogar über den Niveau-Spitzen während der Gaskrise. "Der Strommarkt hat damit gezeigt, was Lehrbücher seit 70 Jahren prognostizieren: Knappheitspreise", sagen die Experten des Berliner Beratungsunternehmens "Neon Neue Energieökonomik", das auf Strommärkte und Energiewende spezialisiert ist. Im Auftrag des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz Transmission haben sie im Rahmen einer Kurzstudie die Preisspitzen auf dem Strommarkt zwischen 2023 und 2024 untersucht.
Ziel war es unter anderem zu klären, ob diese Preisspitzen durch reale Kapazitätsknappheit oder durch möglichen Marktmachtmissbrauch verursacht wurden.
Nur 31 Stunden mit Preisspitzen
Zudem sollte die Studie Empfehlungen liefern, wie ein Kapazitätsmarkt ausgestaltet werden sollte. Dabei haben die Autoren die Preisspitzen streng definiert: Sie liegen dann vor, wenn der Börsenpreis die variablen Kosten inklusive Anfahrtskosten einer offenen Gasturbine – als teuerste relevante Spitzenlasttechnologie – übersteigt. Auf dieser konservativen Basis identifizieren die Autoren lediglich 31 Stunden mit Preisspitzen in den letzten zehn Jahren, alle in den Jahren 2023 und 2024.
Diese Stunden traten ausschließlich bei sehr niedriger Wind- und PV-Erzeugung und gleichzeitig sehr hoher Residuallast auf. Bemerkenswert ist zudem, dass selbst während der Energiekrise 2021/22 keine Preisspitzen im Sinne dieser Definition auftraten, da die hohen Preise damals vollständig durch hohe Brennstoffkosten erklärbar waren.
Zwei ökonomische Mechanismen
Zur Erklärung der Preisspitzen diskutiert die Studie zwei ökonomische Mechanismen: Knappheitspreise und strategische Mengenzurückhaltung. Knappheitspreise gelten als normales und notwendiges Element funktionierender Strommärkte, da sie es selten genutzten Spitzenlastkraftwerken ermöglichen, ihre Fixkosten zu decken und Investitionsanreize zu setzen. Solche Preise treten nur in wenigen Stunden auf und sind kein Marktversagen. Strategische Mengenzurückhaltung hingegen wäre ein missbräuchliches Verhalten, bei dem Kraftwerke bewusst Kapazität zurückhalten, um Preise zu erhöhen. Theoretisch ist dies möglich, wird jedoch durch Hedging, technische Restriktionen und regulatorische Kontrolle stark begrenzt.
Die anlagenscharfe Kraftwerksanalyse zeigt, dass während der Preisspitzen ein Großteil der fossilen Kraftwerks- und Pumpspeicherleistung entweder voll ausgelastet war oder aus plausiblen Gründen nicht vollständig zur Verfügung stand, etwa wegen Reservebindungen, Wartungen, technischer Ausfälle oder industrieller Einschränkungen. Besonders bei Steinkohle- und Gaskraftwerken spielten kurzfristige und langfristige Nichtverfügbarkeiten eine große Rolle. Lediglich rund sechs Gigawatt an Leistung konnten nicht eindeutig erklärt werden. Insgesamt spricht das beobachtete Muster klar stärker für tatsächliche Angebotsknappheit als für systematischen Marktmachtmissbrauch, was auch mit den Ergebnissen von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt übereinstimmt.
Insgesamt identifizierten die Autoren sechs wesentliche Treiber für die aufgetretenen Preisspitzen:
- Extreme Residuallast durch Dunkelflauten bei gleichzeitig hoher Nachfrage
- Unterschätzte Nichtverfügbarkeit konventioneller Kraftwerke
- Rückgang marktwirksamer Kapazitäten und Reservebindungen
- Begrenzte Flexibilität von Speicher- und KWK-Anlagen
- Funktionsfähige Knappheitspreisbildung statt Marktversagen
Zentrales Fazit der Studie ist, dass die Preisspitzen reale Knappheit signalisieren und in vergleichbaren Situationen künftig wieder auftreten dürften. "Insgesamt deutet das Muster stärker auf tatsächliche Angebotsknappheit als auf systematische, strategische Mengenzurückhaltung hin", heißt es in der Analyse. Gleichzeitig wird deutlich, dass die tatsächlich verfügbare Leistung deutlich unter der installierten Nennleistung liegt: Während der Preisspitzen betrugen die Kapazitätsfaktoren nur etwa 75 Prozent bei Gas- und Braunkohle, rund 50 bis 60 Prozent bei Steinkohle und lediglich 30 Prozent bei Pumpspeichern.
Für einen möglichen Kapazitätsmarkt bedeutet dies, dass realistische Verfügbarkeiten, bessere Datengrundlagen und deutlich höhere De-Rating-Faktoren berücksichtigt werden müssen. Nur so lassen sich Versorgungssicherheit und Investitionsanreize verlässlich gewährleisten. "In vergleichbaren Angebots- und Nachfragesituationen" sei hingegen mit erneuten Preisspitzen zu rechnen.
