So klingt das zumindest in aktuellen Nachrichten zu den unaufhaltsam steigenden Strompreisen.
So soll nun die Preisfindung nach Merit-Order an der Strombörse EPEX Spot angeblich die Preise treiben.
Das ist falsch, schon allein weil EPEX für den europäischen Stromhandel nur wenig bedeutend ist.
Trotzdem gehen sogar Politiker in Führungspositionen diesem Narrativ auf den Leim.
3 größte europäische Strombörsen: EEX, EPEX & Nord Pool
DIE europäische Strombörse gibt es nicht. In Europa können wir an mindestens 30 Strombörsen handeln. Die sind in der Vereinigung der europäischen Energiebörsen (EUROPEX) organisiert.1
Die meisten davon sind allerdings nur auf ein Land begrenzt mit geringem Einfluss auf europäische Strompreise, zum Beispiel die Albanian Power Exchange.
In den letzten beiden Jahrzehnten fand allerdings eine Monopolisierung statt mit wachsendem Handelsvolumen bei den länder-übergreifenden Strombörsen:
27 Länder European Energy Exchange (EEX) mit Sitz in Leipzig
16 Länder Nord Pool mit Sitz in Oslo
13 Länder European Power Exchange (EPEX Spot) mit Sitz in Paris
Dies sind die drei größten Strombörsen in Europa. Sie sind bestimmend für europäische Strompreise, aber mit deutlich unterschiedlichen Handelsvolumina:
Zu dem Handelsvolumen an den Börsen kommen noch OTC-Kontrakte, die wohl immer noch drei Viertel des gesamten Handelsvolumens ausmachen.5 OTC-Preise orientieren sich aber am Börsenpreis.
Dass der Day-Ahead-Handel nicht den europäischen Strommarkt dominiert, sollte anhand des Handelsvolumens von nur knapp 9% auf einen Blick klar werden.
Zeitlich ist der Day-Ahead-Handel außerdem zwischen Terminmarkt und Intraday-Markt angesiedelt, die beide nach normalen Marktmechanismen funktionieren.
Merit-Order an der Strombörse EPEX Spot
An europäischen Strombörsen werden Preise meistens anhand eines normalen Marktmechanismus gebildet, also durch Zusammenführung von Buy- und Sell-Geboten, wie zum Beispiel am Aktienmarkt.
Eine Ausnahme ist der Day-Ahead-Handel an der EPEX Spot mit knapp 9% Handelsvolumen. Hier kommt ein spezielles Preisfindungsmodell zum Einsatz, die sogenannte Merit-Order.
Bei der Merit-Order geht die Preisfindung über eine festgelegte Einsatzreihenfolge. Verfügbare Kraftwerke werden sortiert nach variablen Kosten, also Grenzkosten:6
0 Ct/kWh Wind & Solar (Einspeisevorrang)
1 Ct/kWh Abfall
2 Ct/kWh Kernenergie
6-7 Ct/kWh Braunkohle
13-14 Ct/kWh Erdöl
23-28 Ct/kWh Steinkohle (bei Verfünffachung der Brennstoffkosten von 2021)
63-74 Ct/kWh Gas & Dampf (bei Verfünffachung der Brennstoffkosten von 2021)
Es werden zuerst diejenigen Kraftwerke mit den niedrigsten Grenzkosten aufgerufen. Nur wenn noch mehr Strom nachgefragt wird, kommen Kraftwerke mit höheren Grenzkosten zum Zug.
Das eingesetzte Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten bestimmt den Marktwert für eine bestimmte Zeiteinheit. Auch alle anderen Kraftwerke erhalten diesen Marktpreis als Vergütung.
Am EPEX Spotmarkt werden vor allem Wind, Solar und Erdgas gehandelt. Wenn Wind und Solar die Nachfrage nicht decken können, sind deshalb oft die hohen Kosten von Gaskraftwerken bestimmend.
Kohle- und Kernkraftwerke bieten nur Restmengen am Spotmarkt an. Sie verkaufen ihren Strom Monate oder gar Jahre im Voraus an den Terminmärkten. Dort sind höhere Marktwerte üblich.
Schuldfrage: Merit-Order als Preistreiber?
Dieser Day-Ahead-Handel im EPEX Spotmarkt soll nun angeblich Preise treiben, also durch die Merit-Order zu Wucher führen.
Merit-Order als Angebotskurve in einer Marktwirtschaft
Marktpreise stellen sich in einem Marktgleichgewicht ein über die Angebotskurve und Nachfragekurve. Diese Angebotskurven gibt es in jedem Markt.
Was in jedem normalen Marktsystem implizit durch Aufeinandertreffen von Angebot und Nachfrage passiert, macht das Merit-Order-Prinzip explizit.7
Ebenso kosten in jedem freien Markt die gleichen Produkte gleich viel. Bäcker A mit 10 Cents Erzeugungskosten verlangt nicht weniger für ein Brötchen als Bäcker B mit 20 Cents Erzeugungskosten. Ansonsten käme es zu Arbitrage.
Die Abrechnung nach Merit-Order unterscheidet sich also nicht grundsätzlich vom normalen Preisfindungsprozess in einer Marktwirtschaft nach Angebot und Nachfrage.
Durch das Berücksichtigen von Grenzkosten führt die Merit-Order sogar zu günstigeren Preisen. Grenzkosten sind per Definition niedriger als Vollkosten plus Profite.
Solar, Wind und Restmengen von konventionellen Kraftwerken, die am Spotmarkt angeboten werden, haben sogar Grenzkosten gegen 0.
Alternativen zum freien Markt: Planwirtschaft, Subventionen, Verbote
Die Preisfindung am Markt ist nicht alternativlos. Vor der Liberalisierung der europäischen Strommärkte vor rund 25 Jahren hatten wir Planwirtschaften mit entsprechend niedrigeren Preisen. Bei einem Grundbedürfnis kann das durchaus eine gute Idee sein.
Neben der kompletten Abschaffung des Marktes lässt sich der freie Markt auch durch planwirtschaftliche Eingriffe einschränken. Das geht zum Beispiel über Subventionen, Steuern oder Verbote.
Dadurch steigt allerdings der Gasverbrauch über das normale Marktgleichgewicht hinaus, was das Gas noch weiter verknappt und neue Kosten durch höhere Gaspreise verursacht.
Darüber hinaus sind Eingriffe in den Markt nie ohne Nebenwirkungen. Wenn Gewinne statt an Investoren in einen Subventionspool fließen, wird weniger in Neubauten investiert. Und wir brauchen in den nächsten Jahrzehnten jede Menge neue Kraftwerke.
Letztendlich sind solche Maßnahmen im besten Fall nur eine etwas effektivere Verwaltung von Mangel. Die immer noch hohen Preise werden erst dann bezahlbar, wenn wieder genug Strom zur Verfügung gestellt wird.
Fazit: Merit-Order vs Markt vs Planwirtschaft
Es ist völlig egal, ob man die Merit-Order oder normale Marktmechanismen verwendet. Wenn Strom knapp ist, dann sind die Strompreise hoch.
Selbst planwirtschaftliche Eingriffe können am grundsätzlichen Strommangel nichts ändern. Sie können bestenfalls den Mangel besser verwalten.
Es hilft nichts, Symptome des Strommangels zu bekämpfen. Es muss der Strommangel selbst bekämpft werden, indem günstige Erzeuger ans Netz kommen oder die hohen Brennstoffpreise von Gas und Kohle gesenkt werden.
Sehr interessanter Artikel, vielen Dank! Beim Blick in die Glaskugel: was schätzen Sie, wird 2023 für die kw/h den deutschen Haushalten berechnet werden?
Das ist eine sehr sehr gute Frage, die ich leider nicht beantworten kann. Dazu weiß ich zu wenig über Vertragslaufzeiten bei Versorgern sowie rechtlichen Fragen zu Preiserhöhungen.
Überhaupt scheint es mir eine Divergenz zwischen Marktpreisen und Endverbraucherpreisen zu geben. Wie kann es sein, dass am Terminmarkt mittlerweile mehr als 1,00 €/kWh abgerufen werden, aber ich als Neukunde beim Vergleichsportal Verivox rund 0,40 €/kWh für einen Jahresvertrag zahle?
Theoretisch müssten die Endverbraucherpreise auf 1,00-1,50 €/kWh steigen, wenn der Börsenpreis bei 0,70-1,00 €/kWh bleibt – wie gerade in den Auftragsbüchern zu sehen.
Genau DAS frage ich mich auch! Der Grundversorger bietet einen Vertrag an, der vorsieht, den aktuellen Preis von 26 Cent für die kWh bis zum Jahresende beizubehalten, und für komplett 2023 42 Cent zu garantieren. Wie kann das sein, ist ja Harakiri bei den derzeitigen Preisen an den Strombörsen und den weiteren Aussichten…
Großartiger Artikel. Es ist erschreckend zu sehen, dass Politker aller Parteien und die großen Medien so schnell einen sinnvollen Marktmechanismus verteufeln anstatt das wirkliche Problem Strommangel anzugehen. Eine vernünftige Entscheidung wäre es gewesen, sofort als klar wurde, dass der Krieg in der Ukraine länger dauern wird, die sechs nutzbaren deutschen Atomkraftwerke zu verlängern bzw. wieder hochzufahren. Allein das Signal an Putin, dass man bereit ist, alte Dogmen und Ängste zu überwinden und alles zu tun, um ihm seine Druckmittel zu entwerten, hätte viel bewirken können. Es ist noch nicht zu spät.
Die Börsenpreis-Diskussion beruht auf einer Reihe von Fehlannahmen.
Grenzkosten spielen bei den EEX-day-ahead-Auktionen keine direkte Rolle.
Marktakteure machen ihre Angebote zu selbst festgelegten Angebotspreisen. Dass es sich um Grenzkosten handelt ist eine unbelegte Theorie. Angebotspreise in der Nähe von Kraftwerksgrenzkosten wären nur zu erwarten wenn es viele einzelne etwa gleichstarke Anbieter (z.B. Einzelkraftwerke) gäbe, was höchstens bei den EEG-Anlagen der Fall ist. Die deutsche Stromerzeugung wird aber von vier großen Anbietern dominiert und Preisbildung im Oligopol funktioniert anders. Die Erzielung von höheren Gewinnen durch Angebotsverknappung ist i. A. möglich. Dazu sind nicht unbedingt Preisabsprachen erforderlich. Es ist keine Marktmanipulation wenn eine Anbieter ihren Kraftwerkspark “optimiert” anbieten.
Gegen die “Gastheorie” und die “allgemeine Knappheitstheorie” spricht die niedrige Auslastung der Steinkohlekraftwerkskapazität.
Die Preisbildung hängt vermutlich stark von Erwartungen und geübter Angebotspraxis ab. Dass dabei der Gaspreis eine Rolle spielt, ist naheliegend. Die Korrelation von Gaspreis und Börsenstrompreis existiert, aber der “merit-order-Effekt” im engen Sinne dürfte nur einen kleinen Teil davon erklären.
Da Strom eigentlich keine Ware sondern eine ortsgebundene Dienstleistung ist, ist das aktuelle Marktdesign ähnlich problematisch wie die “physikalische Lieferung von Erdgas an den virtuellen Handelspunkt Trading Hub Europe” bei der Gasbeschaffungsumlage. Oligopoleffekte würden aber wohl so oder so auftreten.
Eine (theoretische) Lösung wäre die Zerschlagung der Anbieter in Einzelkraftwerke.
Die relativ geringen Preisanstiege für Endkunden beruhen vermutlich auch darauf dass verbundene Unternehmen auf beiden Seiten der EEX auftreten. Theoretisch sollten die Börsenpreise nämlich schon auf den OTC-Handel durchschlagen.
Da die Grundversorger reguliert sind, liegt es nahe, dass z.B. der Strom von Eon tatsächlich eher zu Preisen in der Nähe der Durchschnittskosten abgegeben wird, da Eon eben viele Kraftwerke poolt.
Die Ausspeisungen an die Privateigentümer von EEG-Anlagen müssen allerdings real aufgebracht werden.
Leider ist die EEX sehr intransparent, weshalb sich die Frage nach dem Grenzkraftwerken derzeit wohl nicht kostenfrei beantworten lässt. Die Angebotsdaten werden allerdings verkauft und gelegentlich auch geleaked.
Moment Mal, das im Day-Ahead sind gar nicht zwangsläufig die Grenzkosten? Warum wird das dann wirklich zu 100% behauptet? Wie kommen diese Preise denn zustande und wie oft werden die aktualisiert?
Die niedrige Auslastung der Steinkohle kann an der nicht verfügbaren russischen Kohle liegen. Ersatz kommt aus Ländern wie Kolumbien, Australien oder Südafrika.
Die fehlende Transparenz des Strommarkts ist allerdings bemerkenswert. Es bedarf Studien wie dieser um überhaupt eine Abschätzung der Preissetzungsmechanismen zu bekommen. Die Börse selbst müsste diese Daten doch bis ins Detail haben.
Wenn ich das richtig sehe werden die Preise von den Anbietern und Nachfragern frei gesetzt und sind auch nicht notwendig “kraftwerkspezifisch”.
Es gibt zwei Order-typen: – buy-order: Menge, Höchstpreis – sell-order: Menge, Mindestpreis
Der Marktalgorithmus setzt dann den Preis, der die gehandelte Menge (den overlap) maximiert
Anbieter können grundsätzlich auch Phantasiepreise (z. B. 7777 Euro oder 9999 Euro) angeben. Weil solche taktisch motivierten Verkaufsorders auch schon einige male zum Zuge kamen gibt es seit einiger Zeit eine Preisobergrenze.
Normalerweise werden Anbieter ihre Gebote aber in einem Bereich halten, der zwar über ihren Grenzkosten liegt, aber auch nicht zu weit darüber liegt, weil sonst die Wahrscheinlichkeit sinkt dass sie ihre Produktion verkaufen können.
Durch dieses System wird für jeden time-slot natürlich nicht nur der Preis sondern auch die Menge bestimmt. Was die Marktteilnehmer diszipliniert (und auch den nachbörslichen Handel motiviert) ist dass Bilanzkreisverantwortlichen bei Unter- oder Überdeckung ihrer Bilanzkreise Kosten für Regelarbeit in Rechnung gestellt werden. Zur Marktteilnahme müssen deshalb auch Sicherheiten hinterlegt werden.
Kosten für Regelarbeit entstehen übrigens auch dadurch, dass bei den Day-Ahead-Auktionen die regionale Struktur und Netzübertragungskapazitäten keine Rolle spielen. Ein Bilanzkreisverantwortlicher in Bayern kann sein Bedarf auch ohne weiteres mit Einspeisung in Norddeutschland decken. Gegenstand des Börsenhandels sind eigentlich anonyme Liefermengen, die nur zeitlich bestimmt sind. Deshalb gibt es auch noch einen “Regelarbeitsmarkt” auf dem die Netzbetreiber dynamisch steuerbare Einspeisung oder Nichteinspeisung (mit konkretem Lieferort) kaufen, woraus sich dann die regionale Netzgebühren ergeben.
Die Höhe der Netzgebühren zeigt die Grenzen dieser “virtueller Handelspunkt Deutschland”-Abstraktion auf.
Zitat: “Wir sind in einer selbst verursachten Energiekrise und suchen nun einen Sündenbock. Fast niemand will den Strommangel als eigentliche Ursache für die Strompreisentwicklung benennen.” . Also selbst verursacht für hier in Deutschland wohl eher auf einen falschen Pfad. Ich bennene da einfach mal einen leicht nachprüfbaren Fakt: Seit Ende 2021 mussten reihenweise französische KKW wegen Wartungs- und Sicherheitsproblemen vom Netz genommen werden. In der Spitze waren wohl 30 der 56 KKW in Frankreich Stromverbraucher statt Stromérzeuger. Es war noch vor dem Ukraine-Krieg, als die Preise an den europ. Strombörsen explodierten. Selbst Anfang 2023 sind immer noch 15 KKW in Frankreich nicht wieder am Netz. . Der durch die ausgefallenen KKW verursachte Strommangel in Frankreich ist eine Ursache für die derzeitige Strompreisentwicklung.
Weder die Gaspreise noch die Kohlepreise noch die CO2-Preise wurden durch französische Kernkraftwerke beeinflusst. Natürlich hat der Ausfall von so viel importunabhängiger Kapazität in der Energiekrise auch nicht geholfen.
Russland hat ab Mitte 2021 die Gaslieferungen gedrosselt. Im gleichen Zeitraum stiegen die Gas- und Strompreise. Reine Korrelation oder vielleicht doch ein kausaler Zusammenhang?
Sehr interessanter Artikel, vielen Dank!
Beim Blick in die Glaskugel: was schätzen Sie, wird 2023 für die kw/h den deutschen Haushalten berechnet werden?
Das ist eine sehr sehr gute Frage, die ich leider nicht beantworten kann. Dazu weiß ich zu wenig über Vertragslaufzeiten bei Versorgern sowie rechtlichen Fragen zu Preiserhöhungen.
Überhaupt scheint es mir eine Divergenz zwischen Marktpreisen und Endverbraucherpreisen zu geben. Wie kann es sein, dass am Terminmarkt mittlerweile mehr als 1,00 €/kWh abgerufen werden, aber ich als Neukunde beim Vergleichsportal Verivox rund 0,40 €/kWh für einen Jahresvertrag zahle?
Theoretisch müssten die Endverbraucherpreise auf 1,00-1,50 €/kWh steigen, wenn der Börsenpreis bei 0,70-1,00 €/kWh bleibt – wie gerade in den Auftragsbüchern zu sehen.
Genau DAS frage ich mich auch! Der Grundversorger bietet einen Vertrag an, der vorsieht, den aktuellen Preis von 26 Cent für die kWh bis zum Jahresende beizubehalten, und für komplett 2023 42 Cent zu garantieren. Wie kann das sein, ist ja Harakiri bei den derzeitigen Preisen an den Strombörsen und den weiteren Aussichten…
Großartiger Artikel. Es ist erschreckend zu sehen, dass Politker aller Parteien und die großen Medien so schnell einen sinnvollen Marktmechanismus verteufeln anstatt das wirkliche Problem Strommangel anzugehen.
Eine vernünftige Entscheidung wäre es gewesen, sofort als klar wurde, dass der Krieg in der Ukraine länger dauern wird, die sechs nutzbaren deutschen Atomkraftwerke zu verlängern bzw. wieder hochzufahren. Allein das Signal an Putin, dass man bereit ist, alte Dogmen und Ängste zu überwinden und alles zu tun, um ihm seine Druckmittel zu entwerten, hätte viel bewirken können. Es ist noch nicht zu spät.
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Die Börsenpreis-Diskussion beruht auf einer Reihe von Fehlannahmen.
Grenzkosten spielen bei den EEX-day-ahead-Auktionen keine direkte Rolle.
Marktakteure machen ihre Angebote zu selbst festgelegten Angebotspreisen. Dass es sich um Grenzkosten handelt ist eine unbelegte Theorie. Angebotspreise in der Nähe von Kraftwerksgrenzkosten wären nur zu erwarten wenn es viele einzelne etwa gleichstarke Anbieter (z.B. Einzelkraftwerke) gäbe, was höchstens bei den EEG-Anlagen der Fall ist. Die deutsche Stromerzeugung wird aber von vier großen Anbietern dominiert und Preisbildung im Oligopol funktioniert anders. Die Erzielung von höheren Gewinnen durch Angebotsverknappung ist i. A. möglich. Dazu sind nicht unbedingt Preisabsprachen erforderlich. Es ist keine Marktmanipulation wenn eine Anbieter ihren Kraftwerkspark “optimiert” anbieten.
Gegen die “Gastheorie” und die “allgemeine Knappheitstheorie” spricht die niedrige Auslastung der Steinkohlekraftwerkskapazität.
Die Preisbildung hängt vermutlich stark von Erwartungen und geübter Angebotspraxis ab. Dass dabei der Gaspreis eine Rolle spielt, ist naheliegend. Die Korrelation von Gaspreis und Börsenstrompreis existiert, aber der “merit-order-Effekt” im engen Sinne dürfte nur einen kleinen Teil davon erklären.
Da Strom eigentlich keine Ware sondern eine ortsgebundene Dienstleistung ist, ist das aktuelle Marktdesign ähnlich problematisch wie die “physikalische Lieferung von Erdgas an den virtuellen Handelspunkt Trading Hub Europe” bei der Gasbeschaffungsumlage. Oligopoleffekte würden aber wohl so oder so auftreten.
Eine (theoretische) Lösung wäre die Zerschlagung der Anbieter in Einzelkraftwerke.
Die relativ geringen Preisanstiege für Endkunden beruhen vermutlich auch darauf dass verbundene Unternehmen auf beiden Seiten der EEX auftreten. Theoretisch sollten die Börsenpreise nämlich schon auf den OTC-Handel durchschlagen.
Da die Grundversorger reguliert sind, liegt es nahe, dass z.B. der Strom von Eon tatsächlich eher zu Preisen in der Nähe der Durchschnittskosten abgegeben wird, da Eon eben viele Kraftwerke poolt.
Die Ausspeisungen an die Privateigentümer von EEG-Anlagen müssen allerdings real aufgebracht werden.
Leider ist die EEX sehr intransparent, weshalb sich die Frage nach dem Grenzkraftwerken derzeit wohl nicht kostenfrei beantworten lässt. Die Angebotsdaten werden allerdings verkauft und gelegentlich auch geleaked.
Moment Mal, das im Day-Ahead sind gar nicht zwangsläufig die Grenzkosten? Warum wird das dann wirklich zu 100% behauptet? Wie kommen diese Preise denn zustande und wie oft werden die aktualisiert?
Die niedrige Auslastung der Steinkohle kann an der nicht verfügbaren russischen Kohle liegen. Ersatz kommt aus Ländern wie Kolumbien, Australien oder Südafrika.
Die fehlende Transparenz des Strommarkts ist allerdings bemerkenswert. Es bedarf Studien wie dieser um überhaupt eine Abschätzung der Preissetzungsmechanismen zu bekommen. Die Börse selbst müsste diese Daten doch bis ins Detail haben.
Man kann die Angebots- und Nachfragenkurven von jedem time slot auf der Webseite der EEX-Börse einsehen:
https://www.epexspot.com/de/node/180?market_area=DE-LU&trading_date=2022-10-13&delivery_date=2022-10-14&underlying_year=&modality=Auction&sub_modality=DayAhead&technology=&product=60&data_mode=aggregated&period=&production_period=
Genauere Daten sind leider kostenpflichtig.
Wenn ich das richtig sehe werden die Preise von den Anbietern und Nachfragern frei gesetzt und sind auch nicht notwendig “kraftwerkspezifisch”.
Es gibt zwei Order-typen:
– buy-order: Menge, Höchstpreis
– sell-order: Menge, Mindestpreis
Der Marktalgorithmus setzt dann den Preis, der die gehandelte Menge (den overlap) maximiert
Anbieter können grundsätzlich auch Phantasiepreise (z. B. 7777 Euro oder 9999 Euro) angeben. Weil solche taktisch motivierten Verkaufsorders auch schon einige male zum Zuge kamen gibt es seit einiger Zeit eine Preisobergrenze.
Normalerweise werden Anbieter ihre Gebote aber in einem Bereich halten, der zwar über ihren Grenzkosten liegt, aber auch nicht zu weit darüber liegt, weil sonst die Wahrscheinlichkeit sinkt dass sie ihre Produktion verkaufen können.
Durch dieses System wird für jeden time-slot natürlich nicht nur der Preis sondern auch die Menge bestimmt. Was die Marktteilnehmer diszipliniert (und auch den nachbörslichen Handel motiviert) ist dass Bilanzkreisverantwortlichen bei Unter- oder Überdeckung ihrer Bilanzkreise Kosten für Regelarbeit in Rechnung gestellt werden. Zur Marktteilnahme müssen deshalb auch Sicherheiten hinterlegt werden.
Kosten für Regelarbeit entstehen übrigens auch dadurch, dass bei den Day-Ahead-Auktionen die regionale Struktur und Netzübertragungskapazitäten keine Rolle spielen. Ein Bilanzkreisverantwortlicher in Bayern kann sein Bedarf auch ohne weiteres mit Einspeisung in Norddeutschland decken. Gegenstand des Börsenhandels sind eigentlich anonyme Liefermengen, die nur zeitlich bestimmt sind. Deshalb gibt es auch noch einen “Regelarbeitsmarkt” auf dem die Netzbetreiber dynamisch steuerbare Einspeisung oder Nichteinspeisung (mit konkretem Lieferort) kaufen, woraus sich dann die regionale Netzgebühren ergeben.
Die Höhe der Netzgebühren zeigt die Grenzen dieser “virtueller Handelspunkt Deutschland”-Abstraktion auf.
Danke. Ich muss immer mehr feststellen, dass der Day-Ahead-Handel mit Merit-Order ein ganz normaler Markt ist…
Zitat:
“Wir sind in einer selbst verursachten Energiekrise und suchen nun einen Sündenbock.
Fast niemand will den Strommangel als eigentliche Ursache für die Strompreisentwicklung benennen.”
.
Also selbst verursacht für hier in Deutschland wohl eher auf einen falschen Pfad.
Ich bennene da einfach mal einen leicht nachprüfbaren Fakt:
Seit Ende 2021 mussten reihenweise französische KKW wegen Wartungs- und Sicherheitsproblemen vom Netz genommen werden.
In der Spitze waren wohl 30 der 56 KKW in Frankreich Stromverbraucher statt Stromérzeuger.
Es war noch vor dem Ukraine-Krieg, als die Preise an den europ. Strombörsen explodierten.
Selbst Anfang 2023 sind immer noch 15 KKW in Frankreich nicht wieder am Netz.
.
Der durch die ausgefallenen KKW verursachte Strommangel in Frankreich ist eine Ursache für die derzeitige Strompreisentwicklung.
Weder die Gaspreise noch die Kohlepreise noch die CO2-Preise wurden durch französische Kernkraftwerke beeinflusst. Natürlich hat der Ausfall von so viel importunabhängiger Kapazität in der Energiekrise auch nicht geholfen.
Russland hat ab Mitte 2021 die Gaslieferungen gedrosselt. Im gleichen Zeitraum stiegen die Gas- und Strompreise. Reine Korrelation oder vielleicht doch ein kausaler Zusammenhang?