Die deutschen Strompreise an der Börse EPEX Spot in 2019 - Analyse des Preisniveaus und der Preisschwankungen (Preisspreads)

Deutsches Strompreisniveau sinkt deutlich
211 Stunden mit negativen Preisen am Day-Ahead-Markt, wovon 123 Stunden in die „6-Stunden-Regel“ fallen
Preisspreads auf konstantem Niveau

Das Preisniveau an der Strombörse ist im Jahr 2019 gegenüber dem Vorjahr deutlich gesunken. Der an der EPEX Spot gehandelte Phelix-Day-Base (Grundlast; durchschnittlicher Preis über alle Stunden eines Tages) sank auf einen Jahresmittelwert von 37,7 €/MWh um gut 15 % im Vergleich zum Vorjahr ab. Auch die mittleren Preise in der Intraday-Auktion sowie im kontinuierlichen Intraday-Handel wiesen konsequenterweise einen ähnlichen Rückgang auf. Analog zum Preisniveau der Grundlast sind auch die Preise der Spitzenlast (Peak load; durchschnittlicher Preis an den Werktagen Montag bis Freitag von 8 – 20 Uhr) sowie der Schwachlastzeiten (Offpeak load; durchschnittlicher Preis aller Stunden, die nicht im Peak sind) zurückgegangen. Tabelle 1 stellt dazu eine Übersicht über die mittleren Base, Peak und Offpeak Preise des Day-Ahead-Markts, der Intraday-Auktion und des viertelstündlichen kontinuierlichen Intraday-Handels (durchschnittlicher Preis aller Transaktionen) für die Jahre 2017, 2018 und 2019 dar.

Tabelle 1: Die deutschen Börsenstrompreise in den Jahren 2017, 2018 und 2019 nach Daten der EPEX SPOT [1]

Neben dem mittleren Strompreisniveau sind auch die Preise einzelner Stunden sowie die Charakteristik dieser über das Jahr von Interesse. Abbildung 1 stellt hierzu die Strompreise aller Stunden (Day-Ahead-Markt) bzw. Viertelstunden (kontinuierlicher Intraday-Handel) über das Jahr 2019 dar. Im allgemeinen lassen sich verschiedene Charakteristika erkennen. Es gibt eine Tagescharakteristik, die tendenziell geringere Preise in der Nacht und zur Mittagszeit und höhere Preise am Morgen sowie Abend aufweist. Diese höheren Strompreise am Abend sind abhängig vom Sonnenuntergang und damit der verminderten PV-Einspeisung, was in einer saisonalen Komponente resultiert. Letztlich ist auch eine Wochencharakteristik mit tendenziell niedrigeren Strompreisen am Wochenende erkennbar. Die Abbildung zeigt weiterhin die Zeitpunkte mit sehr hohen sowie mit negativen Strompreisen auf. Zeiträume mit negativen Preisen treten im Sommer vermehrt zur Mittagszeit bei hoher PV-Einspeisung an Tagen mit geringer Last auf. Im Winter hingegen treten sie zumeist in der Nacht bei hoher Windeinspeisung und gleichzeitig geringer Last auf.

Abbildung 1: Strompreise am Day-Ahead-Markt und im kontinuierlichen Intraday-Handel im Jahr 2019 nach Daten der EPEX SPOT [1]

Anzahl an Stunden mit negativen Preisen am Day-Ahead-Markt steigt an

Auf dem Day-Ahead-Markt stieg die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen im Jahr 2019 auf 211 Stunden an. Dies sind 77 Stunden mehr Stunden mit negativen Preisen als noch im Jahr 2018. Dabei fielen 123 der 211 Stunden mit negativen Preisen am Day-Ahead-Markt in die sogenannte „6-Stunden-Regel“, die besagt, dass keine Marktprämie für insbesondere größere EEG-geförderte Anlagen ausgezahlt wird, sofern ein Zeitraum von mindestens sechs Stunden mit negativen Preisen vorliegt. Der minimale Preis lag dabei bei ‑90 €/MWh. Im kontinuierlichen Intraday-Handel kam es zu 1142 Viertelstunden (im Jahr 2017 waren es sogar 1272 Viertelstunden) zu durchschnittlichen, negativen Preisen, wobei der minimale Preis bei knapp ‑245 €/MWh lag. Dies entspricht dem geringsten, mittleren Viertelstundenpreis seit Start des kontinuierlichen Intraday-Handels.

Bei Betrachtung der hohen Strompreise ist bemerkenswert, dass die gesamte Dauer der Viertelstunden im kontinuierlichen Intraday-Handel mit durchschnittlich über 100 €/MWh weitaus höher ist als die Summe der Stunden über 100 €/MWh auf dem Day-Ahead-Markt. Dabei wies der maximale, mittlere Preis im kontinuierlichen Handel 577,25 €/MWh auf, was einem absoluten Maximum für den kontinuierlichen Intraday-Handel entspricht. Dieser Preis wurde am 12. Juni für die Viertelstunde 11.45‑12:00 Uhr gehandelt und steht im Zusammenhang mit den aufgetretenen Unterspeisungen des deutschen Stromsystems im Juni 2019 (siehe Abschnitt unter „Stromengpässe im Juni 2019“).

Die Entwicklung der Anzahl von Stunden (Day-Ahead-Markt) bzw. Viertelstunden (Intraday-Handel) mit sehr hohen bzw. negativen Strompreisen über die letzten drei Jahre ist in Tabelle 2 zusammengefasst.

Tabelle 2: Anzahl an negativen und sehr hohen Börsenstrompreisen in den Jahren 2017, 2018 und 2019 nach Daten der EPEX SPOT [1]

Preisspreads

Für den Einsatz von Flexibilitäten an den Strommärkten sind neben dem Preisniveau vor allem die Preisspreads entscheidend. Dazu analysiert Abbildung 2 die maximalen innerstündlichen Spreads der Intraday-Auktion und des viertelstündlichen kontinuierlichen Intraday-Handels sowie die maximalen täglichen Spreads des Day-Ahead-Handels (DA-Markt) für die Jahre 2017, 2018 und 2019.

Abbildung 2: Maximale innerstündliche Spreads der Intraday-Auktion und des viertelstündlichen kontinuierlichen Intraday-Handels sowie maximale tägliche Spreads des Day-Ahead-Handels für die Jahre 2017 bis 2019 nach Daten der EPEX SPOT [1]

Die mittleren maximalen täglichen Preisspreads im Day-Ahead-Handel lagen für die letzten drei Jahre jeweils um die 30 €/MWh, wobei 2018 leicht erhöhte mittlere Preisspreads aufwies. Es ist eine leichte saisonale Charakteristik mit höheren Preisspreads im Winter erkennbar. Die mittleren innerstündlichen Preisspreads des Intraday-Handels lagen in den letzten drei Jahren im Bereich von 16 bis 17 €/MWh für die Intraday-Auktion bzw. 14 bis 15€/MWh für den kontinuierlichen Intraday-Handel. Die Intraday-Auktion weist dabei starke systematische tägliche und saisonale Charakteristiken in Abhängigkeit des Last- und des PV-Gradienten auf. Die Preisspreads im kontinuierlichen Intraday-Handel kennzeichnen sich durch eine höhere Volatilität, was eine systematische Vorhersage schwieriger macht.

Stromengpässe im Juni 2019

Am 6., 12. und 25. Juni 2019 kam es zu einer starken Unterspeisung des deutschen Stromnetzes von bis zu 9.700 MW [2], wodurch die Frequenz im gesamten europäischen Verbundnetz absank. Als Grund der massiven Unterspeisungen können nicht alleine herkömmliche Ursachen, wie Prognoseungenauigkeiten von EEG-Anlagen, herangezogen werden. Vielmehr wurden fehlende ökonomische Anreize zur Wahrung der Bilanzkreistreue identifiziert. Der Ausgleichsenergiepreis (reBAP) ist an den mengengewichteten durchschnittlichen Preis für Stundenprodukte am deutschen Intraday-Markt der EPEX gekoppelt. Da der Preis für Viertelstunden-Produkte im kontinuierlichen Intraday-Handel den reBAP teils deutlich überstieg, bestand für Marktteilnehmer kein Anreiz, ihre Bilanzkreise durch Handelsgeschäfte viertelstündlich auszugleichen. Die deutschen Netzbetreiber mussten eingreifen und durch Aktivierung von Regelenergie, Nutzung von abschaltbaren Lasten und Stromzukauf an der Börse sowie im europäischen Ausland das System stabilisieren. Es ergaben sich hohe Preise im kontinuierlichen Intraday-Handel sowie ein extrem hohes Preisniveau der Regelenergie von bis zu knapp 40.000 €/MWh [3]. Detaillierte Informationen zu den Vorfällen sind unter [4] zu finden.

Die Bundesnetzagentur reagierte auf die im Juni aufgetretenen Stromengpässe mit Maßnahmen zur Stärkung der Bilanzkreistreue im Strombereich. Im Dezember gab sie dazu folgende Punkte bekannt [5]:

Pflicht zum Ausgleich von Strommengen:
Ab dem 15. Januar 2020 müssen Bilanzkreise in den potenziell systemkritischen 15 Minuten vor physischer Erfüllung ausgeglichen bewirtschaftet werden. Diese Regelung war bereits im Bilanzkreisvertrag ab dem 1. Mai 2020 vorgesehen und wird vorgezogen.

Anpassung des finanziellen Anreizes zum Ausgleich des Bilanzkreises (80-Prozent-Kriterium):
Ab Februar 2020 wird der Ausgleichsenergiepreis mit einem Zuschlag (bei Unterspeisung) bzw. Abschlag (bei Überspeisung) von 50 %, mindestens jedoch 100 €/MWh, belegt, sofern der Saldo des Netzregelverbundes mehr als 80 % der kontrahierten Regelleistung ausweist. Aktuell ist dies bezogen auf einen Abruf der Regelenergie von über 80 % und greift damit erst später, da es vielfach Situationen gibt, in denen der Saldo des Netzregelverbundes über der kritischen Schwelle liegt, die ÜNB jedoch weniger Regelenergie abrufen. Dies liegt wiederum beispielsweise an einem Ausgleich der Leistungsungleichgewichte im internationalen Netzregelverbund (IGCC).

Übermittlung der Lastgänge viertelstündlich gemessener Verbraucher/Einspeiser:
Ab dem 01. April 2020 müssen viertelstündlich gemessene Verbraucher/Einspeiser ihre einzelzählpunktscharfen Messwerte bereits am folgenden Werktag an die Übertragungsnetzbetreiber übermitteln. Diese können darauf basierend kurzfristige Einschätzungen zu Unausgeglichenheiten des Bilanzkreises und Plausibilisierungen der Fahrpläne vornehmen.

Die Beschlusskammer der Bundesnetzagentur hat weitergehend den Markt und die ÜNBs dazu aufgefordert, einen geeigneten Börsenpreisindex für die Kopplung des reBAPs zu identifizieren und vorzulegen, um einen Arbitrageausnutzung mit dem reBAP zu vermeiden.

Weitere Informationen:

Quellen:
[1] EPEX SPOT: “Market data“, https://www.epexspot.com/en/market-data
[2] 50 Hertz, Amprion, TenneT, Transnet BW: „Untersuchung von Systembilanzungleichgewichten in Deutschland im Juni 2019“, https://www.regelleistung.net/ext/download/STUDIE_JUNI2019.
[3] regelleistung.net – Datencenter: „MRL_20190629_D1 – Ausschreibungsdetails“, https://www.regelleistung.net/apps/datacenter/tenders/?productTypes=SRL,MRL&from=2019-06-29&to=2019-06-30&tid=MRL_20190629_D1
[4] Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA) – Beschlusskammer 6: „Beschluss Az. BK6-19-217 in dem Verwaltungsverfahren zur Änderung der Festlegung zur Weiterentwicklung des Ausgleichsenergiepreis-Abrechnungssystems vom 25.10.2012, Az. BK6-12-024“, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Service-Funktionen/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2019/BK6-19-217/Beschluss_BK6-19-217_2019_12_11.pdf?__blob=publicationFile&v=5
[5] Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA): „Pressemitteilungen: Bundesnetzagentur legt Maßnahmen zur Stärkung der Bilanzkreistreue im Strombereich fest“, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191211_Bilanzkreistreue.html?nn=265778