Die extremen Preise am Spotmarkt für Strom am 06.11.2024 und 12.12.2024, auch als Dunkelflaute bezeichnet, haben die Aufmerksamkeit auf mögliche Marktmanipulationen gelenkt. In diesem Blogbeitrag untersuchen wir die Hochpreisphasen und das Kraftwerksverhalten während dieser Zeiträume, basierend auf den Erkenntnissen aus dem Whitepaper der STROMDAO GmbH.

Hochpreisphasen 2024

Systematische Untersuchung der Hochpreisphasen

Die detaillierte Analyse der Hochpreisphasen über 150 €/MWh offenbart mehrere bemerkenswerte Auffälligkeiten im Kraftwerkseinsatz, die von normalen Marktverhältnissen deutlich abweichen. Dabei werden technische, wirtschaftliche und regulatorische Gesichtspunkte betrachtet, um die Ursachen und möglichen Auswirkungen dieser Abweichungen umfassend zu beleuchten.

Preisband 150-175 €/MWh (1.080 Stunden)

In diesem ersten Hochpreissegment zeigen sich bereits deutliche Abweichungen vom Baseline-Verhalten:

  • Die Gaserzeugung steigt um 59 % auf 5.098 MWh, was angesichts der Preislage noch moderat erscheint.
  • Steinkohle verzeichnet mit +53 % (2.321 MWh) eine fast parallel verlaufende Steigerung.
  • Braunkohle zeigt mit +31 % (5.328 MWh) eine geringere, aber immer noch signifikante Zunahme.
  • Besonders auffällig ist der drastische Rückgang der Pumpspeicherleistung um 96 % auf nur 28 MWh.
  • Diese Entwicklungen deuten darauf hin, dass spezifische betriebswirtschaftliche Entscheidungen die Marktmechanismen überschreiben.

Preisband 175-200 €/MWh (402 Stunden)

Die Anomalien verstärken sich in diesem Segment:

  • Gaskraftwerke steigern ihre Erzeugung um 78 % auf 5.732 MWh.
  • Die Steinkohle-Steigerung fällt auf +40 % zurück (2.128 MWh).
  • Braunkohle bleibt mit +32 % (5.338 MWh) relativ stabil.
  • Pumpspeicher verharren bei extrem niedrigem Niveau (-95 %, 35 MWh).
  • Auffällig ist die relative Konstanz der Braunkohlenutzung, die auf eine optimierte Betriebsweise hinweist.

Preisband über 200 €/MWh (430 Stunden)

In den Extrempreisphasen treten die Anomalien am deutlichsten hervor:

  • Gaserzeugung explodiert auf +131 % (7.411 MWh).
  • Steinkohle steigt wieder stärker an (+71 %, 2.599 MWh).
  • Braunkohle zeigt moderate Steigerung (+39 %, 5.626 MWh).
  • Pumpspeicher bleiben praktisch inaktiv (-94 %, 41 MWh).
  • Diese Entwicklungen werfen Fragen zur kurzfristigen Einsatzplanung und der Reaktion auf Preisvolatilitäten auf.

Besondere Auffälligkeiten

Proportionale Gassteigerung

Die progressive Steigerung der Gaserzeugung von +59 % über +78 % bis +131 % folgt keinem linearen Muster. Die Steigerungsraten übersteigen die technisch typischen Lastwechselraten deutlich. Das Verhältnis zur Preissteigerung erscheint nicht proportional und deutet auf spezifische externe Einflüsse hin.

Pumpspeicherverhalten

Der nahezu vollständige Wegfall der Pumpspeicherleistung in allen Hochpreisphasen ist höchst ungewöhnlich. Die technische Verfügbarkeit müsste in diesen Phasen besonders attraktiv sein. Die konstant niedrige Auslastung von unter 5 % der Baseline deutet auf systematische Nichtnutzung hin. Mögliche Ursachen könnten regulatorische Hemmnisse oder Fehlanreize sein.

Grundlastverhalten

Braunkohle zeigt mit +31 % bis +39 % die stabilsten Steigerungsraten. Die relativ konstanten Steigerungen entsprechen dem typischen Grundlastverhalten. Die absolute Erzeugung bleibt im technisch plausiblen Bereich. Diese Stabilität unterstreicht die Rolle der Braunkohle als verlässliche Energiequelle in einem volatilen Marktumfeld.

Kraftwerkskorrelationen

Gas und Steinkohle zeigen in Phase 1 noch parallele Steigerungen. In den höheren Preisbändern entkoppelt sich das Verhalten. Die gegenläufige Entwicklung von Gas und Pumpspeichern ist besonders auffällig. Diese Dynamik könnte auf unterschiedliche betriebswirtschaftliche oder regulatorische Rahmenbedingungen hinweisen.

Vergleich mit dem Normalverhalten

Technische Plausibilität

Die extremen Gassteigerungen überschreiten typische Lastgradienten. Der Pumpspeicherverzicht widerspricht der technischen Logik. Die Grundlastentwicklung erscheint technisch nachvollziehbar. Zusätzliche Simulationen könnten helfen, die Ursachen dieser Diskrepanzen besser zu verstehen.

Wirtschaftliche Rationalität

Der überproportionale Gaseinsatz bei gleichzeitigem Pumpspeicherverzicht erscheint wirtschaftlich irrational. Die moderaten Steigerungen bei Braun- und Steinkohle folgen normalen Preissignalen. Das Gesamtmuster deutet auf strategische statt wirtschaftliche Entscheidungen hin. Diese Strategien könnten Marktanteilsicherung oder regulatorische Compliance zum Ziel haben.

Regulatorische Implikationen

Die beobachteten Marktanomalien werfen grundlegende Fragen über die Effizienz der bestehenden Marktregeln auf. Insbesondere der Wegfall der Pumpspeicherkapazitäten in Hochpreisphasen könnte darauf hindeuten, dass Anreize zur Flexibilisierung des Strommarktes nicht ausreichend wirken. Eine Anpassung der Regelungen, die auf eine höhere Integration von Flexibilitätsoptionen abzielt, könnte hier Abhilfe schaffen.

Technische Bewertung des Kraftwerksverhaltens während der Anomalie-Phasen

Analyse der technischen Fähigkeiten nach Kraftwerkstyp

Gaskraftwerke

Die beobachtete extreme Steigerung der Gaserzeugung um 131 % wirft erhebliche technische Fragen auf:

  • Laständerungsgeschwindigkeit: Moderne Gasturbinen erreichen typischerweise 4-8 % der Nennleistung pro Minute. Die beobachtete Steigerung überschreitet diese Werte deutlich und weist auf mögliche Abweichungen von den Betriebsnormen hin.
  • Maximalleistung: Kurzzeitig sind technische Maximallasten von 100-120 % der Nennleistung möglich. Die Steigerung auf 7.411 MWh liegt jedoch weit außerhalb dieses plausiblen Bereichs, selbst wenn kurzfristige Überlastungen berücksichtigt werden.
  • Anfahrzeiten: Mit 30-60 Minuten können Gaskraftwerke zwar schnell reagieren, jedoch wäre die beobachtete Erhöhung selbst unter Einsatz aller Reserven und optimaler Bedingungen nicht realisierbar. Dies deutet auf eine systemische Fehlinterpretation oder fehlerhafte Daten hin.

Steinkohlekraftwerke

Die Steigerung um 71 % bewegt sich an der Grenze des technisch Machbaren und deutet auf eine intensive Nutzung der Flexibilitätsreserven hin:

  • Lastgradient: Typischerweise 1,5-4 % der Nennleistung pro Minute. Die gemeldeten Werte liegen im oberen Bereich dieser Spannweite und zeigen die maximal mögliche Anpassungsfähigkeit unter Last.
  • Mindestlast: Beträgt etwa 40 % der Nennleistung, wodurch die Basiskapazität stets gesichert bleibt.
  • Anfahrdauer: Bei einem Warmstart benötigen Steinkohlekraftwerke 2-4 Stunden. Die beobachtete Steigerung auf 2.599 MWh erscheint technisch möglich, jedoch ambitioniert und möglicherweise an der Grenze der Betriebsstabilität.

Braunkohlekraftwerke

Das Verhalten entspricht weitgehend den bekannten technischen Charakteristika, wobei die moderate Steigerung im Rahmen des technisch Plausiblen bleibt:

  • Lastfolgeverhalten: Sehr träge, mit Gradienten von 1-2 % pro Minute. Dies schränkt die Flexibilität in dynamischen Marktbedingungen erheblich ein.
  • Mindestlast: Typischerweise 50-60 % der Nennleistung, wodurch ein kontinuierlicher Betrieb gesichert wird.
  • Anfahrzeiten: Mit 6-8 Stunden erheblich langsamer als Gas- oder Steinkohlekraftwerke, was die Anpassungsfähigkeit weiter begrenzt.
  • Beobachtete Steigerung: Die moderate Erhöhung um 39 % auf 5.626 MWh ist technisch plausibel und zeigt eine stabile Betriebsweise.

Pumpspeicherkraftwerke

Der extreme Leistungsrückgang um 94 % widerspricht den technischen Eigenschaften dieser Kraftwerke und ist ungewöhnlich:

  • Reaktionszeit: Pumpspeicherkraftwerke können innerhalb von Sekunden Laständerungen von 10-40 % pro Minute umsetzen. Die beobachtete Drosselung auf 41 MWh entspricht nicht den üblichen Einsatzmustern.
  • Mindestlast: Keine Mindestlast erforderlich, was ihre Vielseitigkeit erhöht.
  • Nutzung: Ideal für Hochpreisphasen geeignet, um kurzfristige Spitzenlasten auszugleichen. Die drastische Reduktion widerspricht dieser Funktion fundamental.

Technische Plausibilitätsprüfung

Laständerungsgeschwindigkeiten

Die Steigerung der Gaserzeugung übersteigt realistische Lastgradienten und erfordert weitere Untersuchung der zugrunde liegenden Mechanismen. Die Leistungssteigerungen bei Kohlekraftwerken liegen im machbaren Bereich, jedoch nahe der Belastungsgrenze. Die Drosselung bei Pumpspeicherkraftwerken widerspricht deren technischer Logik und stellt eine signifikante Abweichung vom typischen Verhalten dar.

Mindestlast-Restriktionen

Alle Mindestlastanforderungen der betrachteten Kraftwerkstypen wurden eingehalten, was auf eine technisch korrekte Grundauslastung hinweist. Es gibt keine technische Begründung für die drastische Pumpspeicher-Reduktion, die in ihrer Konsequenz kontraproduktiv erscheint. Das Verhalten der Braunkohlekraftwerke entspricht den Mindestlastanforderungen und unterstützt die Systemstabilität.

Netzrestriktionen

Es wurden keine Netzengpässe als Begründung identifiziert, die die beschriebenen Leistungsänderungen erzwungen hätten. Der Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken hätte die Systemstabilität verbessern können, wurde jedoch offensichtlich nicht genutzt. Übertragungskapazitäten waren nicht limitierend, wodurch die Entscheidungen hinsichtlich der Kraftwerksauslastung noch fragwürdiger erscheinen.

Brennstoffverfügbarkeit

Es gibt keine Hinweise auf eine Gasknappheit, die die extreme Nutzung von Gaskraftwerken erklären könnte. Kohlevorräte waren nachweislich ausreichend, was den intensiven Einsatz von Kohlekraftwerken begünstigte. Die Wasserverfügbarkeit bei Pumpspeichern war gegeben, was den extremen Rückgang ihrer Leistung noch unplausibler macht.

Bewertung der Betriebszustände

Koordinierte Leistungsänderungen

Die gleichzeitige Steigerung der Leistung bei Gas- und Steinkohlekraftwerken fällt durch eine ungewöhnliche Synchronität auf, die technisch nicht notwendig erscheint und auf strategische Entscheidungen hinweist. Diese Korrelation der Änderungsraten deutet auf eine mögliche marktstrategische Abstimmung hin, die jedoch technisch nicht begründet ist.

Nicht genutzte Flexibilität

Die Pumpspeicherkapazitäten wurden drastisch untergenutzt, obwohl sie technisch verfügbar und einsatzbereit waren. Verfügbare Regelleistung wurde nicht abgerufen, wodurch technisches Potential ungenutzt blieb und Marktmechanismen möglicherweise beeinflusst wurden. Diese Unterauslastung deutet auf externe Einflüsse hin, die einer genaueren Analyse bedürfen.

Technisch unnötige Drosselungen

Die Reduktion der Pumpspeicherleistung erfolgte ohne technische Notwendigkeit und widerspricht normalem Regelverhalten, was auf eine bewusste Entscheidung hindeutet. Verfügbare Flexibilität wurde nicht genutzt, was die Systemeffizienz negativ beeinflusste und wirtschaftliche Verluste verursacht haben könnte.

Zusammenfassung

Die technische Analyse zeigt mehrere Auffälligkeiten, die sich nicht durch technische Restriktionen erklären lassen:

  1. Die extreme Steigerung der Gaserzeugung übersteigt die technischen Möglichkeiten erheblich und erfordert weitere Untersuchung.
  2. Die massive Reduktion der Pumpspeicherleistung widerspricht grundlegend deren technischen Eigenschaften und typischem Einsatzverhalten.
  3. Die koordinierten Leistungsänderungen verschiedener Kraftwerkstypen erscheinen technisch nicht erforderlich und deuten auf nicht-technische Ursachen hin.
  4. Die vorhandene technische Flexibilität wurde systematisch nicht genutzt, wodurch die Effizienz des Systems erheblich eingeschränkt wurde.

Diese technische Bewertung legt nahe, dass das beobachtete Kraftwerksverhalten während der Hochpreisphasen nicht primär durch technische Faktoren bestimmt wurde. Die Abweichungen vom technisch optimalen Betrieb deuten auf strategische oder marktgetriebene Entscheidungen hin, die im nächsten Kapitel genauer analysiert werden. Zukünftige Untersuchungen sollten die wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen einbeziehen, um mögliche Motive und Zusammenhänge besser zu verstehen.

Fazit

Die Analyse der Hochpreisphasen und des Kraftwerksverhaltens im Jahr 2024 zeigt deutliche Anomalien, die sich nicht allein durch normale Marktmechanismen erklären lassen. Insbesondere das Zusammenspiel von extremer Gassteigerung und Pumpspeicherverzicht deutet auf mögliche Marktverzerrungen hin. Diese Erkenntnisse bilden eine solide Basis für die weitere Untersuchung möglicher Marktmanipulationen. Eine intensive Prüfung der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie vertiefte technische Analysen erscheinen dringend erforderlich.

Für eine detaillierte und umfassende Analyse empfehlen wir, das vollständige Whitepaper der STROMDAO GmbH zu beziehen. Besuchen Sie diese Seite, um mehr zu erfahren und das Whitepaper anzufordern.

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