Hohe EE-Einspeisungen führen zu mittleren, stündlichen Preisen von -155,83 €/MWh auf kontinuierlichem Intraday-Markt

Am Ostermontag haben hohe EE-Einspeisungen, verbunden mit einer für einen Feiertag üblichen geringen Last zu stark negativen Strompreisen am deutschen, kontinuierlichen Intraday-Markt geführt. Die ohnehin schon sehr tiefen Preise am Day-Ahead-Markt von ca. -80 €/MWh in den frühen Nachmittagsstunden verringerten sich nochmals um gut 70 €/MWh auf den minimalen, volumengewichteten Stundenwert von ‑155,83 €/MWh. Dies entspricht dem tiefsten, volumengewichteten Strompreis am kontinuierlichen, stündlichen Intraday-Handel seit 2012.

Abbildung 1 zeigt die Strompreise des Ostermontags am Day-Ahead-Markt und am kontinuierlichen, stündlichen Intraday-Handel auf und verdeutlicht den Einbruch der Preise am Intraday-Markt in den frühen Nachmittagsstunden. Weiterhin stellt die Abbildung die Preisentwicklung am kontinuierlichen Handel zwischen 15 Uhr des Vortrags und 5 Minuten vor physischer Erfüllung der Stunde 14 bis 15 Uhr dar. Auffällig ist hier zum einen, dass erst zwei Stunden vor Lieferung die Preise deutlich unter den Day-Ahead-Preis fallen. Zum anderen treten die tiefsten Preise von minimal -500 €/MWh innerhalb der letzten halben Stunde des Handels auf, also in dem Zeitraum, in dem der kontinuierliche Intraday-Handel auf die jeweilige Regelzone begrenzt ist und damit die Liquidität des Marktes abnimmt.

Warum nehmen EE-Anlagen negative Preise in Kauf?

Am Day-Ahead Markt kam es am Ostermontag von 10 bis 19 Uhr an neun aufeinanderfolgenden Stunden zu negativen Preisen. Die im EEG 2017 § 51 festgelegte „6-Stunden-Regel“ besagt, dass keine Marktprämie für insbesondere größere EEG-geförderte Anlagen ausgezahlt wird, sofern ein Zeitraum von mindestens sechs Stunden mit negativen Preisen vorliegt[1]. Für diese Anlagen wird folglich für den Zeitraum von 10 bis 19 Uhr am 22.04.2019 keine Marktprämie ausgezahlt, wodurch Kosten für die Anlagen entstehen. Wäre der Zeitraum der negativen Preise kürzer als sechs Stunden, würden die Anlagen trotz negativer Strompreise durch die Marktprämie Erlöse generieren. Basierend auf dem Risiko des Eintritts von sechs aufeinanderfolgenden Stunden mit negativen Preisen ergeben sich für die Direktvermarkter optimierte Gebotsstrategien. Ein Vergleich der Prognose der EE-Einspeisungen und der tatsächlichen EE-Einspeisungen weist für die Stunde 14 bis 15 Uhr laut entso-e[2] eine um 9 GW verringerte tatsächliche Einspeisung aus, was signalisiert, dass viele direktvermarktete Anlagen die negativen Preise antizipiert haben und ihre Anlagen nicht vermarktet haben. Andere hingegen können lediglich versuchen, im Intraday-Markt durch den Kauf von Strom ihren verkauften Strom glattzustellen, um die Anlage für die entsprechenden Stunden vom Markt zu nehmen, oder andererseits, die negativen Preise bezahlen.

Weshalb sinkt der kontinuierliche Intraday-Preis am frühen Nachmittag noch weiter?

Dass die Strompreise des kontinuierlichen Intraday-Handels am frühen Nachmittag noch weiter abgesunken sind, liegt wohl vor allem an der angepassten Einspeiseprognose der volatilen EE-Anlagen. Diese hat sich im betrachteten Zeitraum im Mittel um 1,8 GW von der Day-Ahead-Prognose zur Intraday-Prognose erhöht. Die zusätzliche Leistung von Anlagen, die über eine feste Einspeisevergütung vergütet werden, muss folglich von den Übertragungsnetzbetreibern am Intraday-Markt preisunabhängig angeboten werden. Folglich resultieren die im kontinuierlichen Intraday-Markt gesehenen Preise aus einem eingetretenen starken Überangebot, dem eine wesentlich geringere flexible Nachfrage gegenübersteht.

 

epex

Abbildung 1: Vergleich der Strompreise am Day-Ahead-Markt und am kontinuierlichen Intraday-Markt am Ostermontag, dem 22.04.2019

 

Weitere Informationen:

 

[1] https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__51.html
(Ausgenommene Anlagen, z.B. Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 3 Megawatt, können der Norm entnommen werden.)

[2] https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/dayAheadGenerationForecastWindAndSolar/show
https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/actualGenerationPerProductionType/show

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