Dieser Artikel ist auch in der Sonderausgabe des e|m|w Magazins zur E-world energy & water 2025 erschienen.
Die Cross-Preis-Volatilität[1] der Strompreise war in der Vergangenheit eng mit deren allgemeinem Preisniveau verbunden. Dieser Trend scheint 2024 in Deutschland zu Ende zu gehen, da nun einerseits die niedrigen Grenzkosten der erneuerbaren Energien das allgemeine Großhandelspreisniveau nach unten drücken, andererseits aber Spitzenerzeuger wie Gas und Batterien ihre Investitionen in zwar relativ wenigen, aber zunehmend teuren Produktionsstunden finanzieren müssen. In diesem Artikel erläutern wir diesen Mechanismus und argumentieren, dass diese Entkopplung ein Mittel der Märkte ist, um Investitionen in kurzfristige Flexibilität anzureizen.
Abbildung 1 zeigt die durchschnittlichen täglichen Day-Ahead-Spotpreise für den deutschen Markt in blau und den täglichen Day-Ahead-Hoch-Tief-Preis-Spread als Maß für die Volatilität in grün. Es ist zu erkennen, dass sich die beiden in den letzten fünf Jahren parallel entwickelt haben, im Jahr 2024 entkoppeln sie sich jedoch.
[1] In diesem Artikel definieren wir Volatilität als die Preisspanne von Produkten innerhalb eines Tages zwischen den Stunden auf Spotmärkten. Streng genommen bezieht sich Volatilität im Finanzwesen auf die Bewegung einer Preiskurve im Zeitverlauf. Zum Beispiel kann das stündliche Produkt 12-13 zu verschiedenen Preisen gehandelt werden, von einer Woche im Voraus über den Vortag bis hin zum Intraday-Handel vor der Lieferung. Dies ist NICHT die Art von Volatilität, auf die wir uns hier beziehen. Wir meinen die Preisspannen ZWISCHEN verschiedenen Produkten zu einem bestimmten Zeitpunkt. Die beiden Konzepte sind eng miteinander verknüpft; wir möchten uns jedoch auf die Cross-Preis-Volatilität konzentrieren.
Abbildung 1: Preisniveaus und produktübergreifende Preisvolatilität (eigene Darstellung)
Warum hohe Preise mit hoher Volatilität korreliert sind
Stellen Sie sich zwei Bälle vor, die in einem begrenzten Raum wie dem Kasten in t1 (siehe Abbildung 2) hüpfen. Wir denken uns produktübergreifende Volatilität als den durchschnittlich gemessenen Abstand zwischen diesen beiden springenden Bällen d1. Nehmen wir an, wir erhöhen die Decke oder die Höhe meines Kastens in t2. Nun haben beide Bälle bei sonst gleichen Bedingungen mehr Platz, um sich zu bewegen, so dass der durchschnittliche Abstand zwischen meinen Bällen zunimmt. d2 ist daher in t2 größer ist als d1. Diese Überlegung lässt sich gut auf Strompreise übertragen, bei denen ein Anstieg des Gesamtpreisniveaus aufgrund einer Erhöhung der Inputkosten wie Kohle, Gas oder CO2 einfach die Decke anhebt und es den Preisen ermöglicht, in einem offenen Raum stärker zu schwanken.
Abbildung 2: Darstellung von Volatilität bei unterschiedlichen Preisniveaus (eigene Darstellung)
Preise sind eine Funktion von Angebot, Nachfrage und deren jeweiligen Elastizitäten
Lassen Sie uns nun aber zuerst einen Schritt zurückgehen. In den Wirtschaftswissenschaften sind die Preise das Ergebnis des Zusammenspiels von Angebot und Nachfrage und ihrer jeweiligen Elastizitäten bei verschiedenen Preisniveaus. Vereinfacht ausgedrückt sind die Preise das Ergebnis der Bereitschaft der Erzeuger, eine bestimmte Menge Strom zu einem bestimmten Preisniveau zu liefern, und der Bereitschaft der Verbraucher, zu diesem Preisniveau zu kaufen. Die Elastizität der Nachfrage misst, wie stark sich der Stromverbrauch bei einer Preisänderung ändern würde.
Die Nachfrage nach Strom ist in der Regel unelastisch, da die Menschen und Unternehmen unabhängig vom Preis Strom benötigen und bei ihren Verbrauchsentscheidungen zudem häufig die Echtzeit-Marktpreise gar nicht erst sehen, da sie von ihren Versorgern durch Festpreisverträge abgesichert sind.
Die Angebotselastizität misst, wie stark sich die Stromerzeugung bei Preisänderungen verändert. Das Angebot hängt von der Merit-Order ab , d. h. billigere Quellen (wie erneuerbare Energien) werden zuerst genutzt und teurere (wie Gasturbinen) werden später eingesetzt, wenn die Nachfrage steigt. Wenn wir uns also mit Preisunterschieden befassen, suchen wir zwangsläufig nach Veränderungen bei der Nachfrage und dem Angebot und deren jeweiligen Elastizitäten.
Warum also führen höhere Preisniveaus tendenziell zu einer höheren Preisvolatilität? Vergessen wir einmal die erneuerbaren Energien und schauen wir uns an, was ein Angebotspreisschock für die Preisvolatilität bedeutet. Die Energiekrise von 2021 bis 2023 dient als Lehrbuchbeispiel.
Zunächst betrachten wir eine sehr gemütliche Merit-Order-Angebotskurve aus dem Jahr 2018, als Gas zu rund 18 EUR/MWh gehandelt wurde und die CO2-Kosten bei rund 16 EUR/Tonne lagen. Ein Rückgang der Nachfrage von 60 GW auf 40 GW hätte zu einem Preisverfall von 20 EUR geführt. Oder anders ausgedrückt: Das Angebot war recht preiselastisch: d.h. eine Preisänderung von 20 EUR führt zu einer hohen Angebotsänderung von 20 GW. Abbildung 3 veranschaulicht diesen Punkt. Eine Nachfrage von 60 GW (ohne erneuerbare Erzeugung) hätte uns vom Gashandel mit 50 EUR/MWh zum Kohlehandel mit damals etwa 30 EUR/MWh geführt.
Abbildung 3: Eine Änderung der Nachfrage führt zu moderaten Preisverschiebungen auf niedrigem Preisniveau (abgeänderte Abbildung auf Basis einer Grafik von FfE)
Jetzt springen wir in die Energiekrise, die durch den von Russland ausgelösten Krieg in der Ukraine im Jahr 2022 verursacht wurde. Der Krieg führte zu einem Einfrieren der Gaslieferungen, was die Gaspreise auf 123 EUR/MWh (in diesem Beispiel) und damit die Grenzproduktionskosten von Gas und auch anderen konventionellen Energieträgern wie Kohle[2] in die Höhe trieb. Darüber hinaus waren die CO2-Preise auf 90 EUR pro Tonne gestiegen, was die Merit-Order-Kurve weiter ansteigen werden ließ.
Bei der Betrachtung von Abbildung 4 fällt zunächst auf, dass sich das Preisniveau auf der Y-Achse etwas verändert hat, und hier können wir unseren Bouncing-Balls-Effekt beobachten. Wir haben die Obergrenze unserer Box erhöht, und nun ist der durchschnittliche Abstand zwischen den Angeboten auf der Merit Order einfach weiter auseinander, wenn alle anderen Dinge gleich bleiben. Die Merit-Order hat auch eine etwas andere Form, da einige Kernkraftwerke den Markt verlassen haben, aber das ist für die in diesem Artikel gemachten Aussagen nicht wesentlich. Der Preis im Jahr 2022 (in der Situation in Abbildung 4) bei einer Nachfrage von 60 GW lag bei 470 EUR/MWh und bei 280 EUR/MWh, sobald die Nachfrage auf 40 GW fiel. Beobachten Sie, wie die Änderung der Nachfrage von 60 GW auf 40 GW nun zu einer Preisänderung von 190 EUR im Vergleich zu den 20 EUR vorher führt. Ein massiver Anstieg des Spreads also, wie auch in Abbildung 1 zu sehen ist. Im Jahr 2018 war eine Preisänderung von 20 EUR mit einer Änderung des Angebots von 20 GW verbunden, während im Jahr 2022 eine Preisänderung von 20 EUR kaum zu einer Änderung des Angebots geführt hätte. Das bedeutet, dass die Elastizität des Angebots immens abgenommen hat.
[2] Kohle kann als Substitut für Gas dienen (und umgekehrt), sodass ein Kostenanstieg bei einem der beiden die Nachfrage nach dem Anderen erhöhen kann und dadurch ebenfalls dessen Preise steigen lässt.
Abbildung 4: Eine Änderung der Nachfrage führt zu starken Preisverschiebungen bei höheren Preisniveaus
Interessant ist, dass es theoretisch möglich wäre, die Preise nach oben zu verschieben, ohne dass die Volatilität zunimmt. Wenn wir die Merit-Order für 2018 in Abbildung 3 einfach an allen Stellen um 400 EUR/MWh nach oben verschieben würden, dann würde die Änderung der Nachfrage immer noch nur zu einem Preisrückgang von 20 EUR führen, aber in der Praxis sehen wir, dass je mehr Platz die Preise haben, um sich zu bewegen, desto größer ihre durchschnittliche Entfernung wird. Die Preise tendieren also dazu, sich in dem ihnen zur Verfügung stehenden Raum zu bewegen.
Anhand von Abbildung 1 können wir nun verstehen, warum und wie höhere Preisniveaus tendenziell zu einer höheren produktübergreifenden Preisvolatilität führen. Doch nun zur Schlüsselfrage: Warum entkoppeln sich diese beiden Entwicklungen ab 2024? Die einfache Antwort lautet: Es liegt an den erneuerbaren Energien. Lassen Sie uns dies im Folgenden nun weiter vertiefen.
Erneuerbare Energien mit niedrigen Grenzkosten mischen die Preisbildung auf
Was ändern die erneuerbaren Energien an all dem? Nun, erstens sind erneuerbare Energieträger bei den Grenzkosten sehr billig. Wir können davon ausgehen, dass die Grenzkosten von Wind und Sonne gleich Null sind. Das bedeutet, dass sie alle anderen Stromerzeuger verdrängen, wann immer sie verfügbar sind. Dadurch sinken die jährlichen Produktionsstunden aller konventionellen Erzeuger, was bedeutet, dass Grundlasttechnologien wie Kernkraft (und Braunkohle) auch ohne politische Intervention von den erneuerbaren Energien aus dem Markt gedrängt werden, da sie viele Produktionsstunden benötigen, um rentabel zu sein. Dies bedeutet, dass der konventionelle Versorgungsbestand schrumpft und flexiblere Spitzenlastkapazitäten, meist Gas (und Batterien), benötigt werden, um die abnehmenden Lücken in der erneuerbaren Erzeugung zu füllen.
Außerdem wird die Angebotskurve konventioneller Technologien steiler, d.h. die Elastizität des Angebots nimmt ab. Man kann sich diesen Effekt als eine Verlagerung von den langfristigen Grenzkosten zu den kurzfristigen Grenzkosten vorstellen, die auf verschiedenen Märkten tendenziell höher sind. Die Logik besteht darin, dass es teurer ist, innerhalb eines kurzen Zeitraums (weniger Laufzeitstunden) eine große Menge an zusätzlichem Output zu liefern. Stellen Sie sich vor, Sie müssen 100 Gäste in einer Küche bedienen, die für 30 Personen ausgelegt ist. Jede zusätzliche Mahlzeit wird höhere Grenzkosten verursachen, da zu viele Köche eine sehr kleine Küche überfüllen. Bei Gas-Peakern ist derselbe Effekt zu beobachten, da die Anfahrkosten (Hoch- und Herunterfahren für kurze Zeiträume) wieder eingespielt werden müssen und auch ihre Kapitalkosten in weniger Stunden refinanziert werden müssen.
Wir brauchen etwas Mikroökonomie, um die Situation zu veranschaulichen. In einer konventionellen Stromversorgungswelt haben wir eine recht konstante Merit-Order-Kurve, die in Abhängigkeit von der stündlichen Nachfrage aktiviert wird. Veränderungen in der Nachfrage führen also zu Preisunterschieden.
Nehmen wir die Verschiebung der Nachfrage um 20 GW innerhalb eines Tages von den Beispielen bevor und stellen wir eine Theorie darüber auf, was passiert. Wir sehen eine recht elastische konventionelle Angebotskurve, die auf die Preise reagiert. Wenn die Nachfrage sinkt, fallen die Preise, bis einige konventionelle Kraftwerke ihre Produktion gerade so weit herunterfahren, dass sie die Nachfrage decken können. Dies ist das klassische Merit-Order-Modell und Abbildung 5 ist lediglich eine vereinfachte Darstellung mit elastischem Angebot und einer sehr unelastischen Nachfrage zu zwei Zeitpunkten.
Abbildung 5: Moderate Preisverschiebungen in einem konventionellen Angebotsuniversum (eigene Darstellung)
Jetzt fügen wir große Wind- und Solarkapazitäten in den Strommix hinzu, wie es Deutschland in den letzten 15 Jahren tatsächlich getan hat. In einer Welt der erneuerbaren Energien müssen wir zusätzlich zu den Nachfrageverschiebungen zunehmend auch die Angebotsverschiebungen berücksichtigen, um die Preisentwicklung zu verstehen. In Deutschland schwankte die Produktion von Wind- und Solarenergie im vergangenen Jahr zwischen 0,5 GW und 68 GW, was auf extreme kurzfristige Angebotsschocks in einem Land mit einer durchschnittlichen Nachfrage von 55 GW hinweist. Stellen Sie sich also eine Situation vor, in der der größte Teil der Nachfrage durch ein sehr günstiges Wind- und Solarangebot gedeckt wird. Ohne Marktverzerrungen, wie sie in Deutschland, wo negative Preise üblich sind, häufig zu beobachten sind, drosseln die erneuerbaren Energieträger ihre Produktion bei etwa 0 EUR/MWh. An diesem Punkt ist das Angebot also extrem elastisch: eine Preisänderung von 1 EUR/MWh auf -1 EUR/MWh könnte eine Änderung des Angebots um mehrere Dutzend GW Strom bedeuten. Die erneuerbaren Energien können jedoch nicht hochgefahren werden, so dass die residuale Nachfrage, d. h. die Differenz zwischen der Gesamtnachfrage und dem Angebot an erneuerbaren Energien, weiterhin durch konventionelle Erzeugung gedeckt werden muss. In unserem Beispiel in Abbildung 6 wird die hohe Nachfrage in t1 zu einem großen Teil durch erneuerbare Energien und dann durch ein relativ teures konventionelles Angebot gedeckt. Die Angebotskurve ist steiler als im vorherigen Beispiel, da die Kraftwerke nur für wenige Stunden benötigt werden und daher höhere kurzfristige Grenzkosten haben.
Wenn die Nachfrage am Zeitpunkt t2 dann von Q1 auf Q2 zurückgeht, können die erneuerbaren Energien die gesamte Nachfrage decken und die Preise sinken auf Null. Aufgrund der sehr niedrigen Preise zum Zeitpunkt t2 ist das durchschnittliche Preisniveau im Universum der erneuerbaren Energien niedriger als im obigen konventionellen Universum, obwohl P1 höher ist als zuvor, d. h. die erneuerbaren Energien senken das durchschnittliche Preisniveau trotz höherer Preisspitzen.
Abbildung 6: Extreme Preisverschiebungen in einem Umfeld, in dem erneuerbare Energien zum Einsatz kommen (eigene Darstellung)
Was wir jedoch sehr deutlich sehen können, ist, dass der Unterschied zwischen P1 und P2 in der Welt der erneuerbaren Energien viel größer ist als in der Welt der konventionellen Energien. Die Preisvolatilität hat deutlich zugenommen.
Nach einigen theoretischen Überlegungen sollten wir nun verstehen, was wir als „Die große Abkopplung“ bezeichnet haben: Es geht nicht darum, dass die Korrelation zwischen hohen Preisen und hoher Volatilität geendet hat. Diese Korrelation sollte im Allgemeinen intakt bleiben, denn deren Logik gilt auch in der heutigen Welt. Es gibt jedoch eine neue Kraft, die das Preisniveau insgesamt für sehr viele Stunden nach unten drückt und gleichzeitig die Volatilität erhöht, da der Strom nur für wenige Stunden am Tag sehr teuer sein wird. Diese Kraft hat einen Namen und heißt Wind- und Sonnenenergie.
Der Bedarf an Flexibilität
Was also signalisiert diese „Große Abkopplung“ dem Markt? Die Antwort ist ganz einfach: Es ist ein Ruf nach flexibler Nachfrage von einem Markt, der in Preisen spricht. In einem System mit erneuerbaren Energien gibt es viel mehr Kapazität an Stromerzeugern als durchschnittliche Nachfrage nach Strom, was bedeutet, dass die Preise, wenn erneuerbare Energien verfügbar sind, die meiste Zeit nahe Null (oder negativ) sein werden. Dabei handelt es sich nicht um ein Marktversagen oder einen „Kannibalisierungseffekt“, sondern um ein ganz einfaches Verhältnis von Angebot und Nachfrage. Wenn aber erneuerbare Energien knapp sind, werden konventionelle Kraftwerke nur für wenige Stunden am Tag oder im Jahr benötigt, und um ihre Investitions- und Zykluskosten wieder hereinzuholen, brauchen sie hohe Preise, um sich zu finanzieren. Wie diese Produktionskapazitäten in diesem Umfeld zu finanzieren sind, ist eine faszinierende, wenn auch andere Frage.
Um die Vorteile dieses neuen und sich schnell verändernden Umfelds nutzen zu können, müssen wir die kurzfristige Nachfrage nach Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen und flexiblen industriellen Prozessen in erheblichem Maß in die Zeiträume verschieben, in denen erneuerbare Energien (insbesondere Solarenergie) verfügbar sind. Vergessen Sie dabei Ihren Kühlschrank und Ihre Waschmaschine, sie machen kaum einen Unterschied. Die Preise sollten dieses Signal über alle Kundensegmente hinweg aussenden dürfen, was intelligente Zähler und flexible Tarife erfordert, um den Kunden die richtigen Anreize zu geben auf Preise zu reagieren.
Die technologische Lösung, die am meisten von dieser zunehmenden Volatilität profitiert, sind natürlich Energiespeichersysteme oder -batterien (BESS), die wirklich als flexible Nachfrage betrachtet werden können: Sie erhöhen die Last in Zeiten mit hohem Angebot an erneuerbaren Energien und verringern die Last in Zeiten, in denen die erneuerbaren Energien knapp sind. Mit den derzeitigen Batteriekonfigurationen sind sie (noch) nicht geeignet, uns durch eine längere „Dunkelflaute“ zu bringen, aber sie sind die billigste Antwort auf eine flexible Nachfrage, die wir bisher gehört haben.
Conclusio
Es ist faszinierend zu beobachten, dass sich die Volatilität der deutschen Strompreise im Jahr 2024 vom allgemeinen Strompreisniveau abkoppelt. Das bedeutet nicht, dass höhere Preisniveaus aufgrund von hohem Gas- oder CO2-Ausstoß nicht mehr zu hoher Volatilität führen; das tun sie. Vielmehr sehen wir einen zusätzlichen Effekt durch den Zubau an erneuerbaren Kapazitäten. Einerseits werden die durchschnittlichen Strompreise durch die vielen Stunden mit sehr niedrigen Preisen nach unten gedrückt. Andererseits werden die Strompreise aufgrund einer steilen kurzfristigen Angebotskurve für sehr wenige Stunden vorübergehend angehoben. Wir drücken also das durchschnittliche Preisniveau und erhöhen gleichzeitig die Volatilität. Diese „Große Abkopplung“ ist eine gute Nachricht für alle, die an der Bereitstellung von strommarktseitiger Flexibilität arbeiten: seien es lastseitige Flexibilitätsoptionen oder Batteriespeicher. Ihre Zeit ist nun gekommen.