Was ist im deutschen Strommarkt abends zwischen 19 Uhr 45 und 20 Uhr los? Diese Frage kann man sich im laufenden Monat stellen. In der Viertelstunde werden die Day-Ahead-Preise am 12. August auf 461,17 Euro pro Megawattstunde (MWh) und am 13. August sogar auf 487,35 Euro pro MWh erwartet.
Auch an zwei anderen Tagen im August war die Viertelstunde zwischen 19 Uhr 45 und 20 Uhr die teuerste, erklärt Energieexperte Andreas Schwenzer, Partner bei der Beratungsfirma Argon & Co.
Der Preissprung hängt vor allem mit einer niedrigen Windproduktion zusammen.
Andreas Schwenzer
Energieexperte und Partner bei Argon & Co
Der Preissprung hänge dabei aber im Wesentlichen nicht mit der Sonnenfinsternis zusammen, so Schwenzer weiter. Die Solarproduktion sei zum Zeitpunkt der Sonnenfinsternis ohnehin schon deutlich zurückgegangen. Hinzukomme vielmehr am Nachmittag und am frühen Abend eine niedrige Windproduktion, die erst in den späteren Abendstunden wieder ansteige.
"Die relativ niedrige Erzeugung aus erneuerbaren Energien trifft auf eine typischerweise hohe Last", erklärt Schwenzer. Hinzu komme ein höherer Stromverbrauch für Beleuchtung.
Warum die Abendviertelstunde teuer wird
"Für Deutschland selbst ist der Rückgang der PV-Erzeugung durch die Sonnenfinsternis am Abend überschaubar", ergänzt Benjamin Mähr, Analyst bei der Stadtwerkekooperation Trianel. Für die Preisbildung sei aber der europäische Strommarkt entscheidend: Die Märkte seien eng miteinander verbunden und europaweit könne die PV-Erzeugung vorübergehend um bis zu 9,7 Gigawatt (GW) zurückgehen.
Der Preiseffekt falle zudem in eine Zeit, in der die Solarerzeugung ohnehin schnell abnehme, während die Nachfrage weiterhin hoch sei. "In dieser Situation muss zusätzliche Erzeugung kurzfristig aus anderen Quellen bereitgestellt werden, häufig aus flexiblen Kraftwerken wie Gaskraftwerken", erläutert Mähr. Diese können für solche kurzen Einsatzzeiten vergleichsweise teuer sein, da sich ihre Kosten in diesem Fall durch das kurzfristige Anfahren und den Betrieb über sehr kurze Zeiträume ergeben.
"Zusätzlich kommt hinzu, dass sich Marktteilnehmer in solchen Situationen häufig vorsichtiger positionieren und eher mit höheren Reserven in den Handelstag gehen, um sich gegen mögliche kurzfristige Preisschwankungen abzusichern", sagt Mähr. Auch dieser Absicherungsbedarf könne erklären, warum sich die Sonnenfinsternis trotz des vergleichsweise geringen Effekts in Deutschland in einzelnen Viertelstunden deutlich im Preis zeige.
Der europäische Markt als Preistreiber
"Der Markt wird davon aber nicht überrascht. Die Sonnenfinsternis ist sehr genau prognostizierbar und entsprechend in den Erzeugungsprognosen und Geboten berücksichtigt", resümiert Mähr. Eine Sonnenfinsternis lässt sich im Gegensatz zu einer Wolkenfront auf die Minute genau berechnen, hatte Trianel-Chef Sven Becker bereits vormittags über LinkedIn ausgeführt. Die Übertragungsnetzbetreiber rechnen bei klarem Himmel nur mit bis zu zwei Gigawatt weniger PV-Einspeisung in Deutschland.
Das sei bei der Sonnenfinsternis 2015 anders gewesen. Die damalige Finsternis fiel mitten in den Vormittag. "Die PV-Erzeugung sackte innerhalb einer knappen Stunde von rund 13 auf 5 Gigawatt ab und stieg anschließend auf knapp 20 Gigawatt. Damals lag die installierte Leistung noch bei nicht einmal 40 Gigawatt", so Becker weiter.
Für das System sei das aber unkritisch gewesen, weil sich der Deutsche Wetterdienst, Forschungsinstitute und Netzbetreiber gemeinsam vorbereitet und Szenarien durchgerechnet hatten, in denen die Finsternis explizit berücksichtigt wurde. Die nächste Sonnenfinsternis wird für den zweiten August 2027 erwartet, und zwar zwischen circa 10 Uhr 03 und 12 Uhr 29 – in einem Zeitraum also, in dem die Solareinspeisung stark ansteigt.
Niedrige Pegelstände verringern Frankreichs Stromproduktion
Die Hitzewelle und die niedrigen Pegelstände der Flüsse bleiben indes weiterhin wichtige Einflussfaktoren für die Stromproduktion in Europa in den nächsten Tagen. In der Schweiz, Ungarn und Rumänien hatte dies in der vergangenen Woche bereits zur teilweisen Stilllegung von Atomkraftwerken geführt. Wegen des niedrigen Wasserstands mussten mittlerweile auch zahlreiche der 57 französischen Atomreaktoren ihre Produktion drosseln oder vom Netz gehen.
Erschwerend kam in Gravelines bei Calais eine Quallenplage hinzu. Diese hatten sich in dem durch die Hitzewelle stark aufgewärmten Meerwasser rasant vermehrt. Laut einem Bericht der Wochenzeitung "Zeit" musste der Energieversorger EDF gleich drei Reaktoren abschalten, weil die Tiere die Ansaugfilter für das Meerwasser verstopft haben. Die Folge: Die Anlage konnte nicht mehr gekühlt werden.
Wie stark der Ausfall einer größeren Atomanlage in Frankreich den Spotpreis beeinflusse, hänge von der aktuellen Erzeugungs- und Lastsituation ab: "Sind genug andere Kraftwerke verfügbar, deren Grenzkosten nur leicht über den Grenzkosten von schon im Einsatz befindlichen Anlagen liegen, sind die Auswirkungen gering", so Schwenzer.
Sei die Situation ohnehin bereits angespannt, könnten die Auswirkungen jedoch sehr groß sein. Der Energieexperte erwartet noch einige Tage anhaltend niedrige Wasserpegel. Dies könne das Stromangebot in Frankreich weiter verknappen.
In Hitzeperioden fällt die Erzeugung aus Windkraft oft niedriger aus
Die Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke sei derzeit deutlich reduziert, präzisiert Trianel-Analyst Benjamin Mähr. "Das wirkt sich auch auf Deutschland aus. Die europäischen Strommärkte sind eng gekoppelt, sodass eine geringere Erzeugung in Frankreich auch das Angebot im grenzüberschreitenden Handel verknappt."
Gerade in Hitzeperioden komme hinzu, dass häufig auch die Windstromproduktion niedriger ausfalle, da sich stabile Hochdrucklagen und geringe Windaufkommen in solchen Wetterlagen häuften. "Dadurch kann sich die angespannte Erzeugungssituation zusätzlich verstärken."
Ob sich die Lage in Frankreich weiter zuspitze, hängt vor allem von der Entwicklung der Temperaturen, der Flusspegel und der Bedingungen an den einzelnen Kraftwerksstandorten ab. "Für uns als Handelshaus gehören solche Entwicklungen zum laufenden Risikomanagement: Wetterprognosen und Kraftwerksverfügbarkeiten werden kontinuierlich beobachtet, Positionen entsprechend angepasst und Preisrisiken abgesichert", versichert Mähr. Dabei kommt zum Beispiel der Handel von Base- und Peak-Produkten und deren Spreads infrage, um mögliche Auswirkungen von Erzeugungsschwankungen effizient abzufedern.
