Wie Spargel haben inzwischen auch die negativen Stundenpreise im Spothandel ihre feste Saisonzeit: Mit dem Frühling kehren sie regelmäßig zurück. Die Gründe dafür liegen auf der Hand: der fortschreitende Ausbau erneuerbarer Energien, ideale Wetterbedingungen für eine hohe Solarstromerzeugung sowie lange freie Wochenenden mit entsprechend geringer Stromnachfrage in ganz Europa.
Negative Preise sind zurück – extremer denn je
Negative Strompreise entstehen, wenn das Stromangebot in einer bestimmten Viertelstunde die Nachfrage übersteigt. Auch wenn das Preisniveau am Großhandelsmarkt für Futures im langfristigen Durchschnitt bei ungefähr 90 Euro je Megawattstunde (MWh) liegt und damit keinen grundsätzlichen Stromüberschuss zeigt, kann es kurzfristig zu erheblichen Preisausschlägen kommen – insbesondere, solange der großflächige Ausbau von Flexibilitätsoptionen, etwa Batteriespeicher oder neue Verbraucher, noch nicht abgeschlossen ist.
Die diesjährige "Ausbeute" an negativen Preisen fiel bereits bemerkenswert aus: Am 1. Mai führte eine außergewöhnlich niedrige Residualnachfrage während der sonnenreichen Mittagsstunden zu extrem niedrigen Day-Ahead-Preisen von nahezu -500 Euro/MWh und damit nah an das technische Preislimit. In weiten Teilen Mitteleuropas schien die Sonne von einem blauen Himmel. In Deutschland wurden in der Spitze bis zu zehn Gigawatt Solarleistung aufgrund negativer Strompreise marktbedingt abgeregelt.
Aufgrund der Preisentwicklung am 1. Mai wurde das entsprechende Kriterium gemäß dem geltenden Regelwerk der Strombörsen erfüllt. Infolgedessen wird die technische Preisuntergrenze Ende Mai von -500 Euro/MWh auf -600 Euro/MWh abgesenkt. Diese Änderung hat Auswirkungen auf die Kollateral-Anforderungen, die Handelssysteme sowie die Berechnung der sozialen Wohlfahrt.
Die Preise senden ein unmissverständliches Signal
Besonders markante Ereignisse traten darüber hinaus am 6. und am 26. April auf. Dabei zeigten sich deutliche Unterschiede zwischen den Preisen am Day-Ahead-, Intraday- und Ausgleichsenergiemarkt. Extrem war die Situation am 6. April: Da wurden Ausgleichsenergiepreise von bis zu -6643 Euro/MWh beobachtet. Grund für den extremen Wert ist die Anwendung der Knappheitskomponente, da mehr als 80 Prozent der dimensionierten Regelleistung aktiviert wurden. Ursache waren sehr kurzfristige Balancing-Volumina in Höhe von 1,5 GW – getriggert von dem französischen Übertragungsnetzbetreiber RTE –, die den deutschen Intraday-Markt erheblich beeinflussten.
Der Markt sendet ein klares Signal
Die Ereignisse zeigen, dass der Strommarkt grundsätzlich funktioniert. Angebot und Nachfrage sind ausgeglichen, nicht benötigter Strom wird abgeregelt. Dennoch senden die Preise ein unmissverständliches Signal: Das Energiesystem benötigt deutlich mehr Flexibilität.
Negative Preise verursachen zudem erhebliche wirtschaftliche Auswirkungen, unter anderem auf das EEG-Konto sowie auf die Vermarktung durch die Übertragungsnetzbetreiber.
Abregelung durch Direktvermarkter
Obwohl negative Preise grundsätzlich wirtschaftliche Anreize zur Abregelung schaffen, reagieren in der Praxis nicht alle Anlagenbetreiber und Direktvermarkter entsprechend. Mögliche Gründe sind langfristige Stromabnahmeverträge (PPA), komplexe Vertragsstrukturen, technische Einschränkungen und fehlende Fernsteuerbarkeit.
Dies verdeutlicht, dass zwischen theoretischen Marktanreizen und der praktischen Umsetzung eine Lücke klafft. Um diese zu schließen, ist ein Digitalisierungsschub nötig.
Die Frage lautet nicht mehr, ob negative Preise auftreten, sondern wie schnell zusätzliche Flexibilität durch Speicher, steuerbare Nachfrage und marktgerechte Erzeugung bereitgestellt werden kann.
