Der Februar fing da an, wo der Januar aufgehört hatte. Eine hohe Windeinspeisung hielt das Preisniveau niedrig, zugleich aber vergleichsweise stabil. Die Spreads waren über den Tag verteilt, größere Volatilitätsspitzen blieben weitgehend aus.
Erst gegen Monatsende änderte sich dieses Bild. Am 27. und 28. Februar führte eine steigende Produktion der Photovoltaik-Anlagen dazu, dass die Day-ahead-Preise zur Mittagszeit über sieben Stunden hinweg unter null gingen. Nach den 2,5 Stunden am Neujahrstag war dies das erste längere Negativpreisereignis. Ein klares Indiz für den Frühlingsbeginn.
Für Batteriespeicher bedeutet diese Entwicklung eine Verschiebung im Handelsprofil: weg von gleichmäßig über den Tag verteilten, windgetriebenen Spreads hin zu stärker konzentrierten Ladefenstern rund um die Mittagszeit, verbunden mit tieferen Preistälern. Damit steigen die Anforderungen an Vorhersagegenauigkeit und Timing spürbar.
Februar in Zahlen
Um die Auswirkungen dieser Marktbedingungen auf die Erlöse von Batteriespeichern zu quantifizieren, haben wir bei suena energy die Einnahmen eines repräsentativen 10 Megawatt/20 Megawattstunden Stand-alone-Speichers in Deutschland simuliert. Verglichen wurden isolierte Strategien im Großhandel und in der Regelenergie mit einer prognosebasierten Multi-Market-Optimierung.
Im Großhandel spiegelte sich das insgesamt schwächere Spread-Umfeld deutlich wider. Der kontinuierliche Intraday-Handel lag mit 6.300 Euro pro Megawatt erneut vorn, gefolgt vom Day-ahead-Markt mit 3.200 Euro pro Megawatt und der Intraday-Auktion mit 2.800 Euro pro Megawatt. Der kombinierte Großhandelsbenchmark erreichte 7.000 Euro pro Megawatt und lag damit unter dem Januarwert von 8.000 Euro pro Megawatt.
Im Bereich der Systemdienstleistungen zeigte sich ein differenzierteres Bild. Die Primärregelleistung (FCR) blieb mit 4.000 Euro pro Megawatt stabil. In der Sekundärregelleistung (aFRR) erzielte positive Kapazität 7.900 Euro pro Megawatt, während negative Kapazität auf 2.400 Euro pro Megawatt zurückging – ein Ausdruck zunehmend asymmetrischer Systemanforderungen bei kürzeren Überangebotsphasen. Die kombinierte aFRR-Strategie lag bei 5.200 Euro pro Megawatt. Die Erlöse aus aFRR-Energie gingen auf 1.600 Euro pro Megawatt zurück und deuten auf eine geringere Aktivierungsintensität hin.
Der „suena Energy Trading Autopilot“ erzielte in diesem Umfeld 8.200 Euro pro Megawatt. Gleichzeitig lag die Performance deutlich über den Vergleichsstrategien: 28 bis193 Prozent gegenüber Spot-Ansätzen sowie 14 Prozent über dem kombinierten Intraday-Benchmark. Auch unter schwierigeren Marktbedingungen konnte damit konsistent Mehrwert generiert werden.
Winddominanz und erste Verschiebungen im Marktgefüge
Auch wenn Solarenergie zum Monatsende zunehmend die Preissignale prägte, blieb der Februar insgesamt maßgeblich von einem Faktor bestimmt: Wind.
Mit einem Anteil erneuerbarer Energien von 54,8 Prozent – ein für einen Wintermonat hoher Wert – und einem durchschnittlichen Spotpreis von 96,6 Euro pro Megawattstunde (–12,2 Prozent gegenüber Januar) entwickelte sich der Markt zunehmend angebotsgetrieben. Die einzige markante Preisspitze trat am 25. Februar auf. Eine deutlich geringere Windeinspeisung als prognostiziert führte zu einer kurzfristigen Angebotslücke, wodurch die Preise am Morgen auf rund 250 Euro pro Megawattstunde anstiegen.
Solche Ausschläge blieben über weite Strecken des Monats jedoch die Ausnahme. Die stabile und vergleichsweise gut prognostizierbare Windeinspeisung drückte das Preisniveau, ohne ein anhaltendes Überangebot zu erzeugen. Das Ergebnis waren komprimierte, aber weiterhin nutzbare Spreads.
Erst gegen Monatsende begann sich dieses Muster zu verschieben. Mit steigender Solarproduktion traten Überangebotsphasen stärker gebündelt auf und damit einhergehend deutlich asymmetrischere Preissignale.
Diese Entwicklung zeigte sich auch im Regelenergiemarkt. Kürzere, aber intensivere Überangebotsfenster erhöhten den Bedarf an Aufwärtsflexibilität. Entsprechend entwickelte sich positive aFRR-Kapazität deutlich stärker als die negative Seite.
Vom Wintermodus zur steigenden Komplexität
Das Ende des Februars gibt bereits einen Vorgeschmack auf das, was im Frühjahr zu erwarten ist: längere und häufiger auftretende Negativpreisfenster – ein Trend, der im Vorjahr zu dieser Zeit noch nicht zu beobachten war. Mit steigender Photovoltaik-Produktion und mehr Tageslicht dürften sich die Überangebotsphasen zur Mittagszeit weiter häufen.
Für Batteriespeicherbetreiber ergeben sich daraus klare Chancen, allerdings nur für Strategien, die diese zunehmende Asymmetrie marktübergreifend nutzen können. Statische oder einseitige Vermarktungsansätze werden in einem solchen Umfeld zunehmend an ihre Grenzen stoßen.
Gleichzeitig gewinnen externe Einflussfaktoren an Gewicht. Gegen Ende Februar begannen geopolitische Risiken, insbesondere Spannungen im Nahen Osten und mögliche Einschränkungen bei Öl- und Gaslieferketten, die Erwartungen im Terminmarkt stärker zu beeinflussen. Damit entsteht eine zusätzliche Komplexitätsebene, in der erneuerbare-Energien-geprägte Preismuster zunehmend mit risikobedingten Aufschlägen aus den fossilen Märkten zusammenwirken.
In einem solchen vielschichtigen und sensiblen Marktumfeld, wird die Fähigkeit, präzise zu prognostizieren und Handelsstrategien dynamisch über verschiedene Märkte hinweg anzupassen, einmal mehr zum entscheidenden Erfolgsfaktor.
— 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. —
Die Blogbeiträge und Kommentare auf www.pv-magazine.de geben nicht zwangsläufig die Meinung und Haltung der Redaktion und der pv magazine group wieder. Unsere Webseite ist eine offene Plattform für den Austausch der Industrie und Politik. Wenn Sie auch in eigenen Beiträgen Kommentare einreichen wollen, schreiben Sie bitte an redaktion@pv-magazine.com.
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Zitat aus dem Artikel:
Erst gegen Monatsende änderte sich dieses Bild. Am 27. und 28. Februar führte eine steigende Produktion der Photovoltaik-Anlagen dazu, dass die Day-ahead-Preise zur Mittagszeit über sieben Stunden hinweg unter null gingen. Nach den 2,5 Stunden am Neujahrstag war dies das erste längere Negativpreisereignis. Ein klares Indiz für den Frühlingsbeginn. Zitat Ende.
Einmal mehr ein Zeichen dafür, dass die Erneuerbaren seit 2010 separat, — quasi als Überschuss — verramscht werden müssen.
Als sie noch „Zwingend“ als grüne Bänder den Versorgern zugeteilt wurden, waren sie Day-ahead dem Vortagsmarkt „Zwingend“ verkauft, und es konnte „Zwingend“ weniger Kohlestrom angeboten und verkauft werden. Nach dem die EE da nicht mehr „Zwingend“ sind, sehen sich die Kohlekraftwerke nicht mehr „Gezwungen“ abzuregeln, und sorgen am nächsten Tag für negative Preise.
Negative Preise mit denen sie sogar noch ihre Erträge optimieren.
Wie verschiedene Untersuchen zeigen.
z.B hier https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Billig an der Börse.
Ich will ja nicht die „enorme Schlagkraft“ der Bezeichnung „negative Strompreise“ in Abrede stellen , aber auch unter der Zahl Null gibt es eine geordnete Mathematik die Nuancen kennt.
So wie ich es beobachtet habe , waren die negativen Strompreise zwischen – 0,001 Eurocent und vielleicht – 2 Eurocent an wenigen Tagen. Weit entfernt also von echten blutroten Ausverkäufen die den Strompreis bis – 25 Eurocent und darunter crashen lassen können.
Die Batteriespeicher haben den Strom zwischen +3 Eurocent und -2 Eurocent eingespeichert, und bei z.B. 5 bis 10 Eurocent wieder ausgespeichert.
Das bereits installierte Prinzip funktioniert also .
Wenn die Marktwirtschaft in Form des reinen wettbewerblichen Kapitalismus irgendwo richtig angesiedelt ist und sinnvoll wirken kann, dann im europäischen Stromsystem welches erneuerbare Energien nutzt. Die Strombörse EPEX ist so hyperkomplex und faszinierend, dagegen ist die Wertpapierbörse ein staubiges Relikt aus dem Mittelalter.
Es muss täglich an der Strombörse gehandelt werden, und zwar ohne Feiertage und „Kugelschreiber-parallel zur-Schreibtischunterlage-ausrichten-Feierabend“. Das passende Jugendwort dafür ist “ richtig gottlos“ im anerkennenden Sinne . Die Menschheit wird zukünftig sowieso nur noch mit 24/365 Hochtechnologie überleben können, wenn der Klimawandel nach der gegenwärtigen Startphase beginnt so richtig hochzudrehen .Die Strombörse handelt immer beständig ,so beständig wie die Sonne leuchtet .
Natürlich werden die sonnigsten Tage die Gebotszone Deutschland/ Luxemburg wieder im negativen Bereich unter Null spielen lassen, aber dies sind eigentlich Preissignale für den weiteren Zubau von Lageenergie – /H2 – / Elektronenüberschuss – Speichern. Und die Sektorkopplung sollte auch mehr geplant werden.
„Das bereits installierte Prinzip funktioniert also .
Wenn die Marktwirtschaft in Form des reinen wettbewerblichen Kapitalismus irgendwo richtig angesiedelt ist und sinnvoll wirken kann, dann im europäischen Stromsystem welches erneuerbare Energien nutzt. Die Strombörse EPEX ist so hyperkomplex und faszinierend, dagegen ist die Wertpapierbörse ein staubiges Relikt aus dem Mittelalter.“
@Christian Mäder,
da habe ich aber bei Nordpool hier in Norwegen
https://data.nordpoolgroup.com/auction/day-ahead/prices?deliveryDate=2026-04-02¤cy=EUR&aggregation=DeliveryPeriod&deliveryAreas=NO1,NO2,NO3,NO4,NO5
ganz andere Beobachtung gemacht. Speziell in NO1 und 2. Diese „Spielchen“ gehen seit August 2021.
Da hat man wahrscheinlich eine neue Melkkuh gefunden.
Wenn ich mir den Chart für morgen, 2. April 26 anschaue, passt da irgendwas mit Angebot und Nachfrage nicht zusammen. Wir haben hier in N morgen schon Feiertag.
God påske
Was man zu meinem obigen Kommentar, bezüglich der negativen Preisen noch wissen muss.
Seitdem die EE zum separaten Vermarkten an die Börse verbannt wurden, dürfen die nur noch „Kaufmännisch“ gehandelt werden, und sorgen quasi außerhalb des physischen Systems für die negativen Preisen.
Da gabs mal von der Bundes Netzargentur eine Veröffentlichung dazu, die aber leider nicht mehr zugänglich ist.
Siehe hier
https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Hinweispapiere/Hinweis_kaufmannische.pdf?__blob=publicationFile&v=4