Energiewirtschaft · Strommarkt und Merit Order V2.5

🌍 Warum die Merit Order für Energiewirtschaft unverzichtbar ist

Diese Unit erklärt, wie am kurzfristigen Strommarkt aus Erzeugungsangeboten, Nachfrage, Grenzkosten, erneuerbarer Einspeisung, Brennstoffpreisen und CO₂-Kosten ein Marktpreis entsteht. Die Merit Order ist dabei nicht nur ein Diagramm. Sie ist ein Denkmodell, mit dem sich Strompreise, Knappheit, negative Preise, Deckungsbeiträge, Strombeschaffung und Investitionssignale systematisch analysieren lassen.

Hinweis zum Charakter der App

Diese App ist didaktisch aufbereitetes Studienmaterial. Sie vereinfacht energiewirtschaftliche, technische, ökonomische und rechtliche Zusammenhänge, um Lernprozesse zu unterstützen. Sie ersetzt keine Rechtsberatung, keine amtliche Auskunft, keine technische Planung und keine wirtschaftliche Einzelfallprüfung. Aus den dargestellten Modellen, Berechnungen und Simulationen entsteht kein Rechtsanspruch. Rechtsstände, Marktpreise, Steuern, Abgaben, Förderbedingungen und technische Kennwerte sind vor einer praktischen Anwendung anhand aktueller Primärquellen zu prüfen.

An Bekanntes anknüpfen
Jeder kennt schwankende Strompreise aus Medien, Beschaffungsgesprächen oder dynamischen Tarifen. Die App fragt: Warum ist Strom in manchen Stunden billig, teuer oder sogar negativ?
Neues Thema verstehen
Die zentrale Modellbildung lautet: Am Spotmarkt wird nicht ein Durchschnittspreis aller Kraftwerke gebildet, sondern ein markträumender Preis durch das Grenzkraftwerk.
Anwenden und verinnerlichen
Die Simulation zeigt, wie Nachfrage, Wind/PV, Gaspreis, CO₂-Preis und Flexibilität den Preis, die Einsatzreihenfolge und die Deckungsbeiträge verändern.

🎯 Fachliche Lernziele

  • Sie erklären das Einheitspreisverfahren am Day-Ahead-Markt und unterscheiden Marktpreis, Grenzkosten, Durchschnittskosten, Vollkosten und Deckungsbeitrag.
  • Sie berechnen vereinfachte Grenzkosten fossiler Kraftwerke aus Brennstoffpreis, Wirkungsgrad, CO₂-Preis und variablen Betriebskosten.
  • Sie interpretieren eine Merit-Order-Kurve mit Nachfragegerade, Grenzkraftwerk, Knappheitssituation und nicht eingesetzten Anlagen.
  • Sie analysieren, warum erneuerbare Einspeisung den kurzfristigen Börsenpreis senken kann, aber nicht automatisch den Endkundenpreis bestimmt.
  • Sie beurteilen Deckungsbeiträge verschiedener Erzeugerportfolios und erkennen die Grenzen einer reinen Spotmarktbetrachtung.

📏 Größenordnungen als Plausibilitätsanker

1 MWh
1.000 kWh
Etwa die Größenordnung eines kleinen Haushaltsmonats, nicht eines Industriebetriebs.
100 MW · 1 h
100 MWh
Ein kleineres Kraftwerks- oder Speicherfenster im Stundenmarkt.
10.000 MW · 1 h
10 GWh
Systemrelevante Größenordnung bei Wind/PV-Schwankungen in Deutschland.
50 €/MWh
5 ct/kWh
Nur Großhandelspreis. Endkundenpreis enthält weitere Kostenbestandteile.
Leitfrage der Unit: Wer nutzt die Merit Order wozu? Stromhändler nutzen sie zur Preis- und Beschaffungsanalyse, Erzeuger zur Einsatz- und Deckungsbeitragsbewertung, Stadtwerke zur Portfoliosteuerung, Industrieunternehmen zur Beschaffungsstrategie, Regulierer zur Marktbeobachtung und Studierende zur systematischen Erklärung von Strompreisbildung.

⚖️ Marktlogik: vom Gebot zum Einheitspreis

Der kurzfristige Strommarkt ist ein Koordinationsmechanismus für eine physikalisch anspruchsvolle Ware: Strom muss bilanziell in jeder Viertelstunde beziehungsweise Stunde erzeugt, gehandelt und verbraucht werden. Im Day-Ahead-Markt werden standardisierte Strommengen für den Folgetag gehandelt. Die Börse ermittelt für jede Lieferperiode einen Preis, bei dem Angebot und Nachfrage zusammenkommen.

1. Der Markt räumt nicht nach Durchschnittskosten

Im vereinfachten Merit-Order-Modell bieten Erzeugungsanlagen zu ihren kurzfristigen Grenzkosten an. Die Angebote werden von niedrig nach hoch sortiert. Die Nachfrage schneidet diese Angebotskurve. Die zuletzt noch benötigte Anlage ist das Grenzkraftwerk. Ihr Gebot bestimmt den Markträumungspreis. Eingesetzte Anlagen mit niedrigeren Grenzkosten erhalten ebenfalls diesen Preis.

Marktpreis p* = Gebot des Grenzkraftwerks Deckungsbeitrag je MWh = p* − variable Grenzkosten Deckungsbeitrag in einer Stunde = erzeugte MWh · (p* − c_var)

Schrittfolge der Preisbildung

Die Marktlogik wird anschaulicher, wenn sie als Abfolge einzelner Entscheidungen gelesen wird. Jede Stunde beginnt mit Prognosen: Wie hoch ist die Last? Wie viel Wind und PV werden erwartet? Welche Kraftwerke sind verfügbar? Welche Brennstoff- und CO₂-Kosten gelten? Daraus entstehen Gebote, die der Marktmechanismus sortiert.

1. Nachfrage bestimmen Die Stromnachfrage der Lieferstunde ist die Menge, die gedeckt werden muss. Im Modell erscheint sie als senkrechte Linie.
2. Angebote sortieren Erzeugungsblöcke werden nach variablen Kosten geordnet. Links stehen niedrige Grenzkosten, rechts teurere und knappere Optionen.
3. Grenzkraftwerk finden Der Block, der die letzte benötigte MWh liefert, setzt den Preis für alle eingesetzten Gebote der Stunde.
4. Deckungsbeiträge prüfen Anlagen unterhalb des Marktpreises erzielen einen Beitrag zur Deckung fixer Kosten. Das ist noch kein Gewinn.
5. Nicht eingesetzte Anlagen erkennen Teurere Blöcke rechts der Nachfrage werden in dieser Stunde nicht benötigt und erzielen keinen Spotmarkterlös.
6. Systemgrenzen reflektieren Netzengpässe, Redispatch, Regelenergie und Verträge können reale Ergebnisse verändern. Die Merit Order erklärt den Kern, nicht die ganze Wirklichkeit.
Mini-Beispiel: Wenn Wind/PV 20.000 MW, Biomasse/Wasser 7.000 MW und Braunkohle 14.000 MW liefern können, sind bis 41.000 MW vergleichsweise günstige Blöcke verfügbar. Liegt die Nachfrage bei 62.000 MW, werden zusätzlich Steinkohle, Gas oder Importe benötigt. Der Preis springt dann nicht langsam zum Durchschnitt, sondern auf das Kostenniveau des Grenzblocks.

Begriffliche Trennung

BegriffBedeutung im Modell
GrenzkostenKosten einer zusätzlichen MWh; bei fossilen Kraftwerken vor allem Brennstoff, CO₂ und variable Betriebskosten.
VollkostenGrenzkosten plus Fixkosten, Kapitaldienst, Personal, Instandhaltung, Finanzierung und Risiko. Die Merit Order bildet Vollkosten nur indirekt ab.
MarktpreisEinheitspreis der jeweiligen Lieferperiode, nicht der Endkundenpreis.
DeckungsbeitragBeitrag zur Deckung fixer Kosten und zur Rendite. Er ist noch nicht Gewinn im bilanziellen Sinn.

Grenzkostenformel

Für ein thermisches Kraftwerk wird in dieser App vereinfacht gerechnet:

c_el = P_fuel / η + EF_fuel / η · P_CO2 + c_varO&M

P_fuel ist der Brennstoffpreis in €/MWhth, η der elektrische Wirkungsgrad, EF der Emissionsfaktor in t CO₂/MWhth, P_CO2 der CO₂-Preis in €/t und c_varO&M variable Betriebskosten.

2. Was der Strompreis nicht zeigt

  • Der Börsenpreis ist kein Haushaltsstrompreis. Netzentgelte, Steuern, Abgaben, Vertrieb, Messstellenbetrieb, Risikoaufschläge und Beschaffungsstruktur kommen hinzu.
  • Der kurzfristige Marktpreis entscheidet nicht allein über Investitionen. Investitionen benötigen Erwartungen über künftige Preise, Erlösstabilität, Kapitalkosten, Regulierung und Risiken.
  • Die Merit Order erklärt den kurzfristigen Einsatz, aber nicht automatisch Netzengpässe, Redispatch, lokale Knappheit oder Endkundenabrechnungen.
Didaktischer Kern: Die Merit Order ist ein reduziertes, aber sehr leistungsfähiges Analysemodell. Sie ist besonders dann stark, wenn sie mit Größenordnungen, Grenzkostenrechnung und Portfolioperspektive verbunden wird.

📈 Parametrierbare Merit-Order-Simulation

Szenarien direkt im Arbeitsmodell

Die Szenarien setzen typische Marktstunden und Unternehmenslagen. Danach wird sichtbar, wie Preis, Grenztechnologie und Risiko zusammenhaengen.

📈 Parametrierbare Merit-Order-Simulation: Wählen Sie einen Fall, bevor Sie einzelne Regler verändern. Die App zeigt danach, welche Parameter gesetzt wurden und warum die Wirkungskette fachlich wichtig ist.

Aktuelle Marktdaten direkt in der Merit Order

Der Abruf übernimmt die jüngste gemeinsame Marktperiode und synchronisiert Labor, 24-h-Verlauf und Merit-Order-Modell.

Marktdaten werden übernommen …
Aktuelle Marktdaten werden in diesem Tab erst nach einem Klick auf „Jüngste Marktdaten laden und übernehmen“ abgerufen und dargestellt.

Verändern Sie Nachfrage, Wind-/PV-Einspeisung, eine hypothetisch regelbar zuschaltbare Kernenergieproduktion, Brennstoffpreise, CO₂-Preis, Importe und Speicherleistung. Die Visualisierung zeigt, welches Kraftwerkssegment das Grenzkraftwerk bildet, welcher Preis entsteht und welche Leistung nicht eingesetzt wird. Die Defaultwerte sind didaktisch gerundet und bilden keine Prognose. Der Regler „Kernenergie – vor Fukushima“ startet bei 0 MW. Alle übrigen Modellparameter bleiben unverändert; zugeschaltete Kernenergie wird ausschließlich als zusätzlicher Angebotsblock mit niedrigen kurzfristigen Grenzkosten behandelt.

Didaktische Arbeitsweise: erst Fall wählen, dann Regler gezielt verändern

Die Regler sind kein Selbstzweck. Sie bilden typische Marktsituationen ab, in denen Studierende Ursache und Wirkung unterscheiden lernen: Lastniveau, erneuerbare Einspeisung, Brennstoffkosten, CO₂-Kosten und Flexibilität verschieben gemeinsam das Grenzkraftwerk.

Normaler Werktag Mittlere Nachfrage, relevante Wind-/PV-Einspeisung und ein thermisches Grenzkraftwerk. Geeignet, um den Grundmechanismus des Einheitspreises zu verstehen.
Knappheit Hohe Nachfrage trifft auf wenig Wind/PV. Der Preis steigt, weil teure Kraftwerke oder Knappheitsaufschläge erforderlich werden.
Viel Wind/PV Niedrige Residuallast drückt teure Kraftwerke aus dem Markt. Bei Inflexibilität können negative Preise plausibel werden.
  • Typischer Fehler 1: Marktpreis mit Durchschnittskosten verwechseln. Entscheidend ist das letzte benötigte Gebot, nicht der Mittelwert aller Anlagen.
  • Typischer Fehler 2: Mehr Wind/PV immer mit niedriger Endkundenrechnung gleichsetzen. Der Großhandelspreis ist nur ein Teil des Endkundenpreises.
  • Typischer Fehler 3: Leistung und Energie vermischen. Die Simulation zeigt MW in einer Lieferperiode; daraus wird erst über die Dauer eine Energiemenge in MWh.
⚙️ Marktparameter
Marktpreis
–
Grenzkraftwerk
–
eingesetzte Energie
–
Restknappheit / Überschuss
–

Aktuelle Marktbeobachtung im Merit-Order-Modell

Reale Marktdaten und vereinfachte Modellrechnung werden getrennt ausgewiesen. Ein Klick in eines der 24-h-Diagramme übernimmt den gewählten Zeitpunkt unmittelbar in die Merit Order.

Marktperiode
–
aus automatischem Abruf
beobachteter Preis
–
Day-Ahead
Last
–
beobachtete Marktperiode
Wind und PV
–
übernommener Angebotsblock
Residuallast
–
Last minus Wind/PV
Außenhandel
–
positiv als Nettoimport

Beobachteter Erzeugungsmix

Noch keine Marktperiode geladen.

Beobachtung und Modell

Noch keine automatische Marktperiode übernommen.

Last, Wind/PV, Erzeugungsmix, Außenhandel und Day-Ahead-Preis stammen aus dem automatischen Abruf. Brennstoffpreise, CO₂-Preis, Kraftwerkskosten und Speicherverhalten bleiben Modellannahmen.

Hypothetische Kernenergie-Gegenrechnung

Der Kernenergie-Regler steht auf 0 MW.

24 Stunden · Last, Wind/PV und Residuallast

Dunkel: Last · Grün: Wind/PV · Orange: Residuallast · Markierung: übernommene Marktperiode

24 Stunden · Day-Ahead-Preis

Eigene Preisachse in €/MWh. Ein Klick übernimmt den gewählten Zeitpunkt unmittelbar.
Interpretation: Die Merit-Order-Kurve ist abschnittsweise konstant. Jeder Block steht für eine Technologiegruppe mit Kapazität und variablen Kosten. Die Nachfragegerade entscheidet, welches Segment preissetzend wird. In der Realität bestehen Gebote aus vielen Einzelanlagen, technischen Restriktionen und Handelsstrategien; die didaktische Blockbildung dient dem Verständnis.

💶 Was Unternehmen mit der Merit Order analysieren können

Szenarien direkt im Arbeitsmodell

Die Szenarien setzen typische Marktstunden und Unternehmenslagen. Danach wird sichtbar, wie Preis, Grenztechnologie und Risiko zusammenhaengen.

💶 Was Unternehmen mit der Merit Order analysieren können: Wählen Sie einen Fall, bevor Sie einzelne Regler verändern. Die App zeigt danach, welche Parameter gesetzt wurden und warum die Wirkungskette fachlich wichtig ist.

Die Merit Order ist auch ein Instrument zur Erlös- und Risikoperspektive. Sie erklärt, warum niedrige Grenzkosten bei hohen Marktpreisen hohe Deckungsbeiträge erzeugen können, warum gasbasierte Anlagen oft preissetzend sind, aber selbst nur geringe Deckungsbeiträge erzielen, und warum Absicherungsgeschäfte, PPAs und Terminmärkte betriebswirtschaftlich zentral sind.

⚙️ Erzeugerportfolio
erzeugte Menge
–
MWh in der betrachteten Stunde
effektiver Erlöspreis
–
Spot und abgesicherter Anteil gewichtet
variable Kosten
–
modellhaft nach Unternehmenstyp
Deckungsbeitrag
–
noch kein bilanzieller Gewinn

Beispielhafte betriebswirtschaftliche Interpretation

UnternehmenstypWas die Merit Order sichtbar machtWas zusätzlich analysiert werden muss
Erneuerbaren-PortfolioNiedrige Grenzkosten erzeugen hohe inframarginale Erlöse, wenn Marktpreise durch teurere Anlagen gesetzt werden.Kannibalisierungseffekte, PPA-Struktur, Förderregime, Redispatch, Standortqualität, Prognosefehler.
GaskraftwerksbetreiberGaskraftwerke sind häufig preissetzend; der Deckungsbeitrag kann trotzdem gering sein, wenn die eigenen Grenzkosten nahe am Marktpreis liegen.Startkosten, Mindestlast, Kapazitätsmechanismen, Flexibilitätsmärkte, CO₂- und Gaspreisrisiko.
Stadtwerk/EVUBeschaffung, Erzeugung und Vertrieb haben gegensätzliche Preiswirkungen. Ein hoher Spotpreis hilft der Erzeugung, belastet aber offene Vertriebsmengen.Hedging, Kundenpreise, Bilanzkreis, Risikoappetit, regulatorische und politische Anforderungen.

🔬 Strommarkt-Labor: aktuelle Marktbedingungen

Das Strommarkt-Labor lädt ausschließlich kostenfrei zugängliche Marktdaten automatisch. Es zeigt die jüngste gemeinsame verfügbare Marktperiode und überträgt Nachfrage sowie Wind- und PV-Erzeugung in die Merit-Order-Simulation. Der beobachtete Preis bleibt ein realer Vergleichswert; die App behauptet keine Rekonstruktion der vollständigen Börsengebotskurve.

Beim ersten Öffnen werden die jüngsten verfügbaren Marktdaten automatisch geladen.
Die Marktdaten werden automatisch übernommen. Dies kann einige Sekunden dauern.
Marktperiode
–
jüngster gemeinsamer Datenpunkt
Day-Ahead-Preis
–
beobachteter Preis DE-LU
Last
–
öffentliche Stromversorgung
Wind und PV
–
automatisch geladene Einspeisung
Residuallast
–
Last abzüglich Wind und PV
Erneuerbare
–
Anteil an der Last
Konventionelle Erzeugung
–
Kohle, Gas, Öl und sonstige
Netto-Außenhandel
–
positiv Import, negativ Export

Beobachteter Erzeugungsmix

Werte der Marktperiode

Noch keine Daten geladen.

Beobachtung und Modell

Noch keine automatische Marktperiode übernommen.

Hypothetische Kernenergie-Gegenrechnung

Der Kernenergie-Regler steht auf 0 MW. Erst bei einer manuellen Erhöhung wird die theoretische Gegenrechnung berechnet.

Modellgrenze: Erzeugung, Last und Day-Ahead-Preis sind beobachtete Marktdaten. Der Modellpreis und das Grenzkraftwerk entstehen dagegen aus der vereinfachten EW03-Merit-Order. Reale Gebote, Einzelkraftwerke, technische Restriktionen, Blockgebote, Prognosefehler und Handelsstrategien werden nicht vollständig rekonstruiert.

Datenquellen: Fraunhofer ISE Energy-Charts API. Day-Ahead-Preise für DE-LU stammen dort nach API-Dokumentation unverändert aus SMARD der Bundesnetzagentur. Datenlizenz CC BY 4.0. Die App speichert den letzten erfolgreichen automatischen Abruf lokal als technischen Fallback.

🕒 24-h-Verlauf: Preis, Last und Residuallast

Der Zeitverlauf zeigt, warum eine einzelne Marktstunde nicht verallgemeinert werden darf. Last, Wind, Photovoltaik und Day-Ahead-Preis verändern sich innerhalb eines Tages deutlich. Der Zeitregler wählt eine Marktperiode aus; die Übernahme in die Merit Order erfolgt bewusst über einen eigenen Button.

Noch keine Zeitreihe geladen.
Die Marktdaten werden automatisch übernommen. Dies kann einige Sekunden dauern.

Last, Wind/PV und Residuallast

Linke Achse: Leistung in MW. Die Last wird mit einer besonders kräftigen Linie dargestellt.

Day-Ahead-Preis

Eigene Preisachse in €/MWh. Negative Preise liegen sichtbar unter der Nulllinie.
–
Preis
–
Last
–
Wind und PV
–
Residuallast
–

Zeitreihe noch nicht geladen

Öffnen Sie diesen Tab oder starten Sie den automatischen Abruf.

🏢 Managementfall: Stadtwerk zwischen Beschaffung, Erzeugung und Risiko

Szenarien direkt im Arbeitsmodell

Die Szenarien setzen typische Marktstunden und Unternehmenslagen. Danach wird sichtbar, wie Preis, Grenztechnologie und Risiko zusammenhaengen.

🏢 Managementfall: Stadtwerk zwischen Beschaffung, Erzeugung und Risiko: Wählen Sie einen Fall, bevor Sie einzelne Regler verändern. Die App zeigt danach, welche Parameter gesetzt wurden und warum die Wirkungskette fachlich wichtig ist.

Ein kommunales Energieversorgungsunternehmen verkauft Strom an Haushalte, Gewerbe und kleinere Industriekunden. Gleichzeitig besitzt es PV-Anlagen, ein BHKW, einen Batteriespeicher und offene Beschaffungsmengen. Die Merit Order erklärt nicht nur den Börsenpreis, sondern auch, warum ein Portfolio mit Erzeugung und Vertrieb zugleich Chancen und Risiken enthält.

⚙️ Fallparameter
Vertriebserlös
–
vereinfachte Tagesbetrachtung
Beschaffungskosten
–
Spot + abgesichert
Erzeugungsbeitrag
–
eigene Erzeugung zum Spotpreis
vereinfachter Bruttobeitrag
–
vor Fixkosten und Risiko

Überleitung zur Entscheidung

Die Auswahlfelder stehen hier nicht isoliert. Sie bilden die zentralen Managementhebel ab: Absatzmenge, Absicherung, Kundenpreis, Eigenerzeugung und Beschaffungspreis. Wer die Merit Order verstanden hat, erkennt: Ein hoher Spotpreis kann ein Erzeugungsportfolio entlasten und zugleich den Vertrieb belasten. Ein niedriger Spotpreis kann offene Beschaffung verbilligen, aber Erzeugungserlöse reduzieren. Daher ist die energiewirtschaftliche Entscheidung immer eine Portfolioentscheidung.

🧭 Modellgrenzen, Quellenlogik und Transfer

Was diese App bewusst vereinfacht

  • Gebote werden als Grenzkostenblöcke dargestellt; reale Gebote enthalten Verfügbarkeiten, Mindestleistungen, Startkosten, Rampen, Opportunitätskosten und Handelsstrategien.
  • Das Netz wird nicht physikalisch abgebildet. Engpässe, Redispatch, Regelenergie und lokale Restriktionen sind nicht Teil des Kernmodells.
  • Terminmarkt, OTC-Verträge, PPAs und Bilanzkreismanagement werden nur als Risikoperspektive einbezogen, nicht als vollständiges Handelsmodell.
  • Deckungsbeiträge sind keine Jahresgewinne. Investitionskosten, Kapitalkosten, Fixkosten, Steuerwirkungen und Bilanzierung fehlen bewusst.

Quellenlogik für belastbare Weiterarbeit

Für eine wissenschaftlich und professionell belastbare Bearbeitung sind aktuelle Primär- und Fachquellen zu verwenden. Für Marktdaten und Erklärtexte ist insbesondere die Bundesnetzagentur-Plattform SMARD geeignet. Für Handelsprodukte und Börsenlogik sind die Veröffentlichungen der jeweiligen Börsen beziehungsweise Marktbetreiber heranzuziehen. Für Regulierung, Datenverwendung und Marktbeobachtung sind amtliche Quellen maßgeblich.

Quellenfamilien für diese Theorie-App
  • Bundesnetzagentur / SMARD: Strommarktdaten, Großhandelspreise, Marktdatenvisualisierung, Datennutzung.
  • OpenAPI-Dokumentation beziehungsweise technische Dokumentation der SMARD-Schnittstellen für optionale Datenabrufe.
  • Amtliche und institutionelle Erklärtexte zum Day-Ahead-Markt, Einheitspreisverfahren, Grenzkraftwerk und Großhandelspreis.
  • Für praktische Anwendungen: aktuelle Börsen-, Regulierungs-, Unternehmens- und Vertragsdaten des konkreten Anwendungsfalls.

Reflexionsimpulse

Kompetenzlandkarte: Nach dieser Unit sollten Sie Strompreise nicht mehr isoliert als „hoch“ oder „niedrig“ bewerten, sondern nach Nachfrage, Grenzkosten, Erzeugungsmix, Flexibilität, Beschaffungsstruktur, Risikoposition und Modellgrenzen analysieren.

🧪 Lernfälle und Verständnischeck

Einheitlicher Prüfbereich: Szenarioarbeit, Fehlinterpretationen und Verständnisfragen werden hier gebündelt. Die fachlichen Tabs bleiben Arbeitsmodelle; dieser Tab ist der Checkpoint für Transfer und Prüfungsvorbereitung.

Vertiefender Verständnischeck aus Modellgrenzen und Transfer

Diese Fragen stehen bewusst hier im Lernfälle-Tab. Die Grenzen-Tabs erklären Modellgrenzen; der formale Check findet zentral an dieser Stelle statt.

1. Warum erhalten nicht alle eingesetzten Kraftwerke ihren individuellen Gebotspreis?
2. Warum ist ein hoher Deckungsbeitrag eines Erneuerbaren-Portfolios noch kein sicherer Gewinn?
3. Was beschreibt das Grenzkraftwerk im Merit-Order-Modell?
4. Warum kann viel Wind- und PV-Einspeisung den Spotpreis senken?
5. Welche Aussage zu MW und MWh ist korrekt?
6. Warum ist der Day-Ahead-Preis nicht identisch mit dem Haushaltsstrompreis?
7. Was leistet das Strommarkt-Labor didaktisch?
8. Was bedeutet Residuallast in der vereinfachten Betrachtung?
9. Warum kann ein Gaskraftwerk trotz hoher Strompreise nur geringe Deckungsbeiträge erzielen?
10. Was ist eine wichtige Grenze der Merit-Order-Simulation?
11. Warum ist Absicherung für Stadtwerke und Industrieunternehmen wichtig?
12. Was sollten Studierende tun, wenn Realpreis und Simulation nicht übereinstimmen?

© Prof. Dr. H. Joachim Opitz · AI4HJO.de · Alle Rechte vorbehalten · 2026-05-27