Im Juli kehrte ein für den Sommer vertrautes Marktmuster zurück. Die erneuerbare Stromerzeugung erreichte einen neuen Höchststand, eine hohe Photovoltaik-Einspeisung drückte die Preise zur Mittagszeit wiederholt in Richtung null und die Zahl negativer Preisstunden nahm wieder zu. Gleichzeitig blieb der Markt von den Extremen der Vormonate weitgehend verschont. Die starken, durch Überangebot getriebenen Preiseinbrüche aus dem Frühjahr fielen weniger ausgeprägt aus und auch die knappheitsbedingten Abendspitzen aus dem Juni blieben aus. Für Batteriespeicher bedeutete dies weniger extreme Preisausschläge, aber weiterhin attraktive Preisspreads.
Juli in Zahlen
Um diese Entwicklung zu quantifizieren, haben wir die Erlöse eines repräsentativen 10 Megawatt/20 Megawattstunden Graustrom-Stand-alone-Speichers in Deutschland simuliert. Wie in den Vormonaten wurden dabei Einzelstrategien mit einer prognosebasierten marktübergreifenden Optimierung verglichen.
Im Großhandel erwies sich der kontinuierliche Intraday-Handel erneut als stärkster Einzelmarkt. Die Erlöse gingen allerdings um rund 19 Prozent zurück, von 17.700 Euro pro Megawatt im Juni auf 14.300 Euro pro Megawatt im Juli. Der Day-ahead-Markt und die Intraday-Auktionen entwickelten sich deutlich stabiler und erreichten jeweils 12.300 Euro pro Megawatt. Damit lagen sie nur leicht unter dem Niveau des Vormonats. Die kombinierte Großhandelsstrategie aus Day-ahead-, Intraday-Auktionen und kontinuierlichem Intraday-Handel sank von 20.300 auf 17.200 Euro pro Megawatt.
Die Erlöse an den Regelenergiemärkten zeigten sich dagegen deutlich stabiler. Die Primärregelleistung (FCR) blieb mit 14.900 Euro pro Megawatt unverändert. Auch die positive Sekundärregelleistung (aFRR) lag weiterhin bei 11.000 Euro pro Megawatt und die negative aFRR bei 13.000 Euro pro Megawatt. Die kombinierte aFRR-Strategie blieb mit 12.000 Euro pro Megawatt ebenfalls stabil. Lediglich die Erlöse aus der aFRR-Energie gingen weiter zurück, von rund 1400 Euro pro Megawatt im Juni auf 900 Euro pro Megawatt im Juli.
Die höchsten Erlöse erzielte einmal mehr die Kombination verschiedener Märkte. Unsere prognosebasierte marktübergreifende Optimierung erreichte 23.100 Euro pro Megawatt. Das waren zwar rund 8 Prozent weniger als im Juni, gleichzeitig lagen die Erlöse damit aber immer noch rund 33 Prozent über der kombinierten Großhandelsstrategie und zwischen 55 und knapp 2.400 Prozent über sämtlichen Einzelmarktstrategien.
Rekord bei Erneuerbaren, weniger Extreme
Im Juli erreichte der Anteil erneuerbarer Energien einen neuen Höchststand. 71,5 Prozent der deutschen Stromerzeugung kamen aus erneuerbaren Quellen. An vielen Tagen reichte die Erzeugung zur Mittagszeit aus, um den heimischen Strombedarf vollständig zu decken oder sogar zu übertreffen. Insgesamt stieg die Zahl der Stunden an negativen Strompreisen auf 79, nach 52 Stunden im Juni.
Dieses hohe Angebot spiegelte sich auch in der kurzfristigen Preisbildung wider. Mit dem Abklingen der hitzebedingten Knappheit aus dem Vormonat sank der durchschnittliche Day-Ahead-Preis auf rund 104 Euro/Megawattstunde und lag damit etwa 6 Euro/Megawatt unter dem Juni. Gleichzeitig drückte die starke Photovoltaik-Erzeugung die Preise zwischen 11 und 15 Uhr wiederholt in Richtung null.
Entsprechend nahm auch die Zahl der Negativpreisstunden wieder deutlich zu. Im zweiten Quartal lag der durchschnittliche Strompreis in diesen Mittagsstunden bei lediglich 1,6 Cent pro Kilowattstunde, der Median sogar bei nur 0,3 Cent pro Kilowattstunde.
Von einem durchgehend niedrigen Preisniveau konnte trotzdem keine Rede sein. Morgens und abends lagen die Preise im Durchschnitt weiterhin bei rund 11 bis 12 Cent pro Kilowattstunde. Das typische Tagesprofil mit niedrigen Preisen zur Mittagszeit und deutlich höheren Preisen in den Randstunden blieb also bestehen. Im zweiten Quartal lag die Differenz zwischen der teuersten und der günstigsten Viertelstunde bei 21,83 Cent pro Kilowattstunde und damit auf dem zweithöchsten Quartalswert seit 2020. Während die Preisspitzen zu Jahresbeginn noch stärker von der angespannten Angebotslage geprägt waren, spiegelte die Spreizung im zweiten Quartal zunehmend die strukturellen Effekte der hohen Erneuerbaren-Einspeisung wider.
Für Batteriespeicher waren deshalb weniger einzelne extreme Preisereignisse, sondern die regelmäßig wiederkehrenden Preisunterschiede zwischen den Mittagsstunden und den Morgen- und Abendstunden im Zusammenspiel mit vergleichsweise stabilen Erlösen an den Regelenergiemärkten entscheidend.
Die Kehrseite des Juni
Damit stand der Juli in deutlichem Kontrast zum Vormonat. Im Juni hatten Hitze, geringe Windeinspeisung und hohe Nachfrage für Knappheit und ausgeprägte Abendspitzen gesorgt. Im Juli rückte dagegen wieder das klassische Sommermuster mit hoher Photovoltaik-Erzeugung in den Vordergrund. Die Preise fielen zur Mittagszeit deutlich ab, während die Abendrampen und auch die Intraday-Spreads gegenüber Juni moderater ausfielen, als die Preise im 15-Minuten-Handel abends mehrfach über 700 Euro pro Megawattstunde gestiegen waren.
Das zeigte sich unmittelbar in den Erlösen. Die Energiemärkte reagierten deutlich auf das veränderte Preisbild, während die Erlöse aus der Bereitstellung von Regelleistung weitgehend stabil blieben. Dadurch konnte die marktübergreifende Vermarktung einen Teil des Rückgangs im Großhandel auffangen.
Für Batteriespeicher ist dieser Kontrast aufschlussreich. Die Erlöse an den Energiemärkten reagierten deutlich auf die veränderte Preisstruktur, während die Leistungspreise an den Regelenergiemärkten bemerkenswert stabil blieben. Die marktübergreifende Vermarktung konnte diesen Wechsel daher vergleichsweise gut abfedern, mit lediglich moderaten Einbußen bei den Gesamterlösen. Damit zeigte der Juli einmal mehr, dass ein attraktives Marktumfeld nicht allein von Extrempreisereignissen abhängt.
Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien dürfte diese Entwicklung zunehmend relevant werden. Batteriespeicher werden sich immer häufiger auf sehr unterschiedliche Marktregime einstellen müssen, von knappheitsgeprägten Phasen bis hin zu Perioden mit ausgeprägten Solarstromüberschüssen. Je häufiger der Markt zwischen diesen Regimen wechselt, desto wichtiger wird es, die volatileren Erlösmöglichkeiten an den Energiemärkten mit den vergleichsweise stabilen Erlösen aus Regelenergie zu kombinieren.
— Der Autor Lennard Wilkening ist Mitgründer und Geschäftsführer von Suena Energy , einem auf softwarebasierte Multi-Markt-Optimierung spezialisierten Unternehmen für die Vermarktung von Großbatteriespeichern und erneuerbaren Energien. Mit rund zehn Jahren Erfahrung im Bereich Energiesysteme und einer Promotion an der Technischen Universität Hamburg gilt er als Experte für die Optimierung und systemdienliche Integration von Energiespeichern in die europäischen Strommärkte. —