Der März markiert den Beginn des Frühlings. Mit längeren Tagen werden auch die ersten strukturellen Veränderungen im Strommarkt sichtbar.
Während das durchschnittliche Preisniveau nur moderat anstieg, nahmen die Preisdynamiken deutlich zu. Eine steigende Produktion der Photovoltaik-Anlagen führte vermehrt zu Überangebot in den Mittagsstunden und damit zu wiederkehrenden Phasen mit sehr niedrigen oder negativen Preisen. Gleichzeitig sorgten ausgeprägte Rampen am Morgen und am Abend für regelmäßige Preisspitzen.
Nach einem relativ kompakten Winter resultierten daraus eine stärker ausdifferenzierte Marktstruktur und neue Erlöspotenziale für Batteriespeicher.
März in Zahlen
Um diese Potenziale zu quantifizieren, haben wir bei Suena Energy die Erlöse eines repräsentativen 10 Megawatt/ 20 Megawattstunden Stand-alone-Speichers in Deutschland simuliert. Wie schon in den Vormonaten wurden Einzelstrategien mit einer prognosebasierten Multi-Market-Optimierung verglichen.
Der kontinuierliche Intraday-Handel erwies sich demnach als stärkster Einzelmarkt und erreichte 13.000 Euro pro Megawatt pro Monat. Der Day-ahead-Markt folgte mit 10.900 Euro pro Megawatt, während die Intraday-Auktionen 10.500 Euro pro Megawatt erzielten. Im Vergleich zum Februar ergibt sich damit eine deutliche Steigerung über alle Großhandelssegmente hinweg.
Auch die Systemdienstleistungen blieben ein stabiler Erlösbaustein, allerdings auf deutlich höherem Niveau als im Februar. Die Primärregelleistung (FCR) lag bei 10.000 Euro pro Megawatt, während die aFRR-Kapazitätsprodukte Erlöse zwischen 7.600 und 8.700 Euro pro Megawatt erzielten. Die Erlöse aus aFRR-Energie blieben dagegen mit 1.200 Euro pro Megawatt weiterhin begrenzt. Wie bereits in den Vormonaten wurde der Großteil der Wertschöpfung durch Kapazitätsvergütungen und das Ausschöpfen von Preisspreads erzielt und weniger durch Aktivierung.
Die höchsten Erlöse wurden wie immer durch die Kombination mehrerer Märkte erzielt. Eine einfache Großhandelsstrategie aus Intraday-Auktionen und kontinuierlichem Handel erreichte bereits 15.400 Euro pro Megawatt pro Monat. Durch weitergehende marktübergreifende Optimierung mit dem suena Energy Trading Autopiloten konnten die Erlöse gar auf 18.700 Euro pro Megawatt gesteigert werden. Das entspricht einem Plus von rund 22 Prozent gegenüber der kombinierten Spotmarktstrategie und von über 140 Prozent gegenüber Einzelmarktstrategien.
Treiber der Entwicklung
Die Entwicklung im März ist weniger durch ein insgesamt höheres Preisniveau zu erklären als durch eine veränderte Preisbildung.
Auf der einen Seite nahm die erneuerbare Erzeugung, insbesondere aus Photovoltaik, deutlich zu. Überangebote zur Mittagszeit traten häufiger auf, mit insgesamt 35 Stunden negativer Preise im Monatsverlauf gegenüber nur sieben Stunden im Februar. Diese Phasen eröffneten klare Ladefenster für Batteriespeicher.
Auf der anderen Seite gewannen fossile Preisimpulse erneut an Bedeutung. Steigende Gaspreise, getrieben durch die geopolitischen Spannungen im Nahen Osten, beeinflussten die Preisbildung immer dann, wenn Gaskraftwerke den Grenzpreis bestimmten.
Besonders sichtbar war dieser Effekt in den Nacht- und Abendstunden. Bei geringer erneuerbarer Einspeisung lagen die Preise nachts regelmäßig bei 120 bis 140 Euro pro Megawattstunde und überschritten in den Abendstunden mehrfach die Marke von 200 Euro pro Megawatt.
Das Ergebnis war ein klar strukturiertes Intraday-Preisprofil: niedrige oder negative Preise zur Mittagszeit, gefolgt von steilen Anstiegen und ausgeprägten Preisspitzen im Laufe des Tages.
Gleichzeitig zeigte sich auch die zunehmende Resilienz des Systems. Trotz steigender Gaspreise erhöhte sich das durchschnittliche Spotpreisniveau nur moderat. Ein Anteil erneuerbarer Energien von knapp 60 Prozent sorgte dafür, dass Preisspitzen auf einzelne Zeitfenster begrenzt blieben und nicht zu dauerhaft erhöhten Preisniveaus führten.
Ein Markt aus überlagernden Signalen
Diese Fragmentierung von Preissignalen über verschiedene Zeiträume hinweg unterstreicht die Bedeutung einer marktübergreifenden Optimierung.
Unterschiedliche Marktsegmente spiegeln unterschiedliche Einflussfaktoren wider, und damit auch unterschiedliche Erlöspotenziale. Diese Komponenten sind jedoch nicht unabhängig voneinander. Sie greifen ineinander und verstärken sich gegenseitig, wodurch ein zunehmend vernetztes Marktumfeld entsteht:
- Erneuerbare Energien prägen vermehrt die Intraday-Preisstruktur, insbesondere durch solarbedingte Effekte zur Mittagszeit.
- Gleichzeitig setzen Brennstoffmärkte externe Preissignale und bestimmen die Grenzkosten in Phasen niedriger erneuerbarer Einspeisung.
- Regelenergiemärkte bilden den kurzfristigen Bedarf des Systems ab und reagieren auf (diese) Ungleichgewichte in Echtzeit.
Für Batteriespeicher bedeutet das: Wertschöpfung entsteht nicht in einem einzelnen Markt, sondern im Zusammenspiel dieser verschiedenen Ebenen. Profitabilität erfordert daher eine flexible und dynamische Allokation über mehrere Märkte hinweg.
Mehr vom Gleichen – oder mehr von beidem?
Der März gibt einen Vorgeschmack darauf, welche Entwicklungen in den kommenden Frühlingsmonaten auf Speicherbetreiber zukommen. Aufgrund der weiter steigenden Photovoltaik-Produktion dürften Preistäler zur Mittagszeit häufiger und ausgeprägter auftreten. Dadurch erweitern sich auch die Ladefenster für Speicher. Gleichzeitig dürften erhöhte Gaspreise und geopolitische Unsicherheiten in Zeiten geringer erneuerbarer Einspeisung weiterhin für Preissteigerungen sorgen.
Diese Kombination spricht für eine Fortsetzung der im März beobachteten Muster: tiefere Preistäler zur Mittagszeit und ausgeprägtere Preisspitzen am Morgen und Abend. Für Batteriespeicher entsteht daraus ein grundsätzlich attraktives Marktumfeld, allerdings eines, das zunehmend präzises Timing und eine koordinierte Vermarktung über mehrere Märkte hinweg erfordert.
— 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. —
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