Lektion 3 von 8

Lokale Grenzpreisbildung

Die vorherige Lektion beschrieb einen Preis pro Stunde, als wäre das gesamte Netz ein einziger Punkt. Reale Übertragungsnetze haben begrenzte Kapazität und reale Verluste, bereits im Fundamentals-Track behandelt — und berücksichtigt man das, lautet die ehrliche Antwort, dass Strom an jedem einzelnen Ort im Netz, im selben Moment, einen anderen Preis haben kann.

Warum ein einzelner Preis eine Vereinfachung ist

Stell dir vor, günstige Erzeugung sitzt in einer Region und die Nachfrage konzentriert sich woanders, verbunden durch eine Übertragungsleitung mit begrenzter Kapazität. Führt diese Leitung so viel Leistung, wie sie sicher kann, kann das System der nachfragestarken Region nicht einfach mehr günstigen Strom liefern — es muss stattdessen einen teureren, lokalen Erzeuger heranziehen. Die Kosten, die nächste Einheit Nachfrage an diesem Ort zu bedienen, sind echt höher als am günstigen Ende der Leitung. Der lokale Grenzpreis (Locational Marginal Pricing, LMP) spiegelt diese Realität direkt wider, statt sie hinter einem netzweiten Durchschnitt zu verstecken.

Woraus sich ein LMP zusammensetzt

LMP = Energie + Engpass + Verluste

Zerlegung des lokalen Grenzpreises

Energiekomponente: Die systemweiten Grenzkosten der Energie, gäbe es überhaupt keine Übertragungsgrenzen — an jedem Ort dieselbe.
Engpasskomponente: Die zusätzlichen Kosten, die speziell auftreten, weil eine Übertragungsrestriktion bindend ist und teurere Erzeugung an diesem Ort erzwingt. Kann null sein (kein Engpass) oder eine große positive oder sogar negative Zahl, je nach Flussrichtung.
Verlustkomponente: Spiegelt wider, dass die Lieferung von Leistung an einen Ort weiter von der Erzeugung entfernt, durch Leitungen mit I²R-Verlusten (aus dem Fundamentals-Track), etwas mehr kostet als die Lieferung direkt neben dem Kraftwerk.

Warum manche LMPs negativ werden

In Zeiten sehr hohen Ertrags Erneuerbarer und niedriger Nachfrage können LMPs an manchen Orten tatsächlich negativ werden — Erzeuger zahlen effektiv dafür, weiterzulaufen, statt abzuschalten, oft wegen Steueranreizen, die an die Produktion geknüpft sind, oder weil das Abschalten und Wiederanfahren eines konventionellen Kraftwerks selbst kostspielig ist. Das ist mit wachsender Durchdringung durch Erneuerbare zu einem deutlich häufigeren Phänomen geworden, und es ist ein direktes, sichtbares Marktsignal der im Renewable-Energy-Track behandelten Integrationsherausforderungen.

Warum LMP über die Preistheorie hinaus wichtig ist

LMP-Unterschiede zwischen Orten sind ein reales, kontinuierlich aktualisiertes wirtschaftliches Signal dafür, wo neue Erzeugung oder neue Übertragung am wertvollsten wäre — eine dauerhaft LMP-starke Region sagt Investoren effektiv: "Mehr Kapazität oder besserer Übertragungszugang hier wäre eine Menge wert." Das ist eine der eleganteren Eigenschaften gut gestalteter Märkte: Der alltägliche Preismechanismus erzeugt auch langfristige Investitionssignale, ohne dass irgendjemand es zentral planen müsste.

Nodal vs. zonal: Was Europa stattdessen macht

Die meisten europäischen Märkte verwenden kein nodales LMP, sondern Gebotszonen — meist ein ganzes Land, wobei Deutschland und Luxemburg eine gemeinsame Zone bilden —, innerhalb derer der Day-Ahead-Preis überall gleich ist. Grenzen zwischen den Zonen fließen in die Marktkopplung ein (in Mitteleuropa über die lastflussbasierte Marktkopplung, in der Core-Region seit 2022), Engpässe innerhalb einer Zone sieht der Markt jedoch nicht. Die ÜNB lösen sie nach der Markträumung per Redispatch, indem sie Anlagen auf einer Seite des Engpasses für weniger und auf der anderen für mehr Erzeugung bezahlen, und legen die Kosten über die Netzentgelte um. Der deutsche Nord-Süd-Korridor ist das Lehrbuchbeispiel: ein Preis für das ganze Land, aber mehrere Milliarden Euro Engpassmanagementkosten pro Jahr. Ob solche Zonen geteilt werden oder ob man zu nodalen Preisen übergeht, ist eine der lebhaftesten Debatten im europäischen Marktdesign.

Das Wichtigste in Kürze

LMP bepreist Strom an jedem Netzpunkt separat und spiegelt reale Übertragungsrestriktionen und Verluste wider.
LMP teilt sich in Energie-, Engpass- und Verlustkomponente auf — Engpass und Verluste können je nach Ort stark variieren.
Negative LMPs treten auf, wenn die Erzeugung übersteigt, was das Netz nutzen oder verschieben kann, besonders bei hohem Ertrag Erneuerbarer.
Dauerhafte LMP-Unterschiede wirken als Marktsignal dafür, wo neue Erzeugungs- oder Übertragungsinvestitionen am wertvollsten sind.

Weiterführende Literatur

D. S. Kirschen and G. Strbac, Fundamentals of Power System Economics, 2nd ed. Hoboken, NJ: Wiley, 2019. — eine vollständige Herleitung der lokalen Grenzpreisbildung
F. C. Schweppe, M. C. Caramanis, R. D. Tabors and R. E. Bohn, Spot Pricing of Electricity. Boston: Kluwer Academic Publishers, 1988. — die ursprüngliche theoretische Grundlage für LMP
L. Meeus, The Evolution of Electricity Markets in Europe. Cheltenham: Edward Elgar, 2020. — wie Europa zu zonalen Preisen und Marktkopplung statt nodalem LMP kam

Zurück

Der Day-Ahead- und der Echtzeitmarkt

Weiter

Europäische Strommärkte