Wenn der Stromhandel Kopf steht

Die Beobachtungsphase fiel kurz aus. Binnen weniger als einer Woche stand fest, dass die untere Preisschwelle im Day-Ahead-Handel sinkt. Am 26. April war der Clearing-Preis am Handelsplatz Epex Spot zeitweise auf mehr als 70 Prozent des regulatorischen Minimums gefallen. Ein solcher Ausschlag öffnet nach den Vorgaben der europäischen Regulierungsagentur Acer ein 30-tägiges Zeitfenster. Sinkt der Clearing-Preis in dieser Zeit ein weiteres Mal so tief, sieht die Regulierung ein um 100 Euro/MWh niedrigeres Minimum vor.

Am 1. Mai, dem Tag der Arbeit, hatte der Preis für eine Stromlieferung am nächsten Tag, dem sogenannten Day-Ahead, in sechs aufeinanderfolgenden Viertelstunden an der bis dato geltenden Grenze von minus 500 Euro/MWh gekratzt. Seit dem 28. Mai − die Frist für die Anpassung beträgt 28 Tage − müssen Händler an der Strombörse Epex Spot daher für jede überschüssige Megawattstunde, die sie loswerden wollen, im schlechtesten Fall bis zu maximal 599 Euro draufzahlen.

Das Zuviel an elektrischer Arbeit im deutschen Stromnetz am 1. Mai schlug teuer zu Buche. Sieben Stunden lang stand vor den Großhandelspreisen ein Minuszeichen, die Stromerzeugung summierte sich währenddessen nach Daten der Bundesnetzagentur auf 392 Millionen kWh. Der Ökonom Manuel Frondel vom Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung in Essen (RWI) taxiert die Kosten infolge des Überangebots auf knapp 93 Millionen Euro.

Zusatzkosten von 100 Millionen Euro am 1. Mai

Nicht eingerechnet sind mögliche Entschädigungszahlungen für die Abregelung von Wind- und Solarparks sowie die Subventionen für erneuerbare Energien, die sich aus der Differenz zwischen Einspeisevergütung und Börsenstrompreis ergeben. Hinzu kommt, wie der RWI-Wissenschaftler betont, dass generell sehr niedrige Börsenstrompreise erhebliche zusätzliche Kosten verursachen − auch ohne dass negative Preise erreicht werden. „Insgesamt ergeben sich für den 1. Mai nach meiner Berechnung zusätzliche Kosten von mindestens 100 Millionen Euro“, schreibt Frondel.
Die Kosten sind die eine Frage, eine andere ist die nach der Belastung der Stromnetze. „Situationen wie am 1. Mai sind aus Netzsicht mittlerweile betriebliche Normalität“, berichtet der Verteilnetzbetreiber Bayernwerk Netz auf E&M-Anfrage. In der Spitze habe man im Netz, nachgelagerte Netze eingeschlossen, eine PV-Einspeisung von rund 12.100 MW verzeichnet. An die 6.000 MW seien gegen Mittag wegen des geringen Verbrauchs am Feiertag in das vorgelagerte Übertragungsnetz eingespeist worden, um den Strom abzutransportieren. Ergänzend habe man in Teilen des Netzgebiets Redispatch-Maßnahmen ergriffen.

Routine auch andernorts: „Die Situation am 1. Mai entsprach in Bezug auf die Netzauslastung den üblichen Situationen mit hoher Erneuerbaren-Einspeisung bei vergleichsweise niedriger Last“, teilt eine Sprecherin von Westnetz mit. „Dank Fahrplanmanagement und professioneller Wetterprognosen“ sei man auf solche Phasen vorbereitet.

Freuen durften sich dagegen Verbraucher mit flexiblen Stromtarifen. Die Preise am Day-Ahead-Markt seien so niedrig gewesen, dass Kunden „mit volldynamischem Tarif zwischenzeitlich trotz Steuern, Abgaben und Gebühren für ihren Strom nicht bezahlen mussten, sondern pro verbrauchter Kilowattstunde eine Gutschrift bekamen“, schildert Tibber. Am 26. April, einem Sonntag, schrieb der Stromanbieter nach eigenen Angaben allen Kunden durchschnittlich 20,1 Cent/kWh in den vier Stunden mit negativen Preisen gut.

Negative Großhandelspreise kommen freilich auch in der Industrie gleichsam als Gutschrift an, etwa bei Chemieriesen oder Aluminiumhütten. Doch profitieren können von Preisausschlägen nach unten „nur wenige sehr flexible und stark elektrifizierte Unternehmen“, sagt Christian Seyfert, Hauptgeschäftsführer des Verbands der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK). „Für große Teile der energieintensiven Industrie gilt dies aktuell nicht.“ Inwieweit energieintensive Unternehmen von niedrigen Strompreisen profitieren können, hänge maßgeblich vom Stand der Elektrifizierung und den Fortschritten bei der klimaneutralen Transformation ab, betont der VIK.

Hohe volkswirtschaftliche Kosten

Der Verband sieht extrem negative Strompreise als „Alarmsignal für Stress im Stromsystem“. Ob die Untergrenze bei minus 200 oder minus 500 Euro liege, sei zweitrangig. „Entscheidend ist, dass solche Situationen hohe volkswirtschaftliche Kosten verursachen, weil die Differenz zu garantierten EEG-Vergütungen aus dem Bundeshaushalt finanziert wird“, kritisiert Seyfert.

Zahlen vom April unterstreichen das. Der Bund schoss in dem Monat 1,25 Milliarden Euro auf das EEG-Konto zu, wie die Kontoaufstellung der Übertragungsnetzbetreiber zeigt. Im März waren es 572 Millionen Euro. Die Erlöse der Netzbetreiber aus der Pflichtvermarktung geförderten Ökostroms schrumpften von 258 Millionen Euro im März auf 119 Millionen Euro im April. Der Marktwert von Solarstrom rutschte auf 1,317 Cent/kWh ab, im Vormonat betrug er 5,455 Cent/kWh. Strom aus Onshore-Windkraftanlagen verbilligte sich von 7,537 auf 5,718 Cent/kWh. Offshore erzeugter Windstrom brachte mit 6,066 Cent/kWh 1,845 Cent weniger als im März.

Profiteure negativer Großhandelspreise sind überdies Betreiber von Batteriegroßspeichern, Pumpspeicherkraftwerken und nicht zuletzt Unternehmen im Ausland. Nach Daten der Smard-Plattform der Bundesnetzagentur exportierte Deutschland am 1. Mai netto rund 41 Millionen kWh Strom, die Brutto-Exporte betrugen 80 Millionen kWh.

Wie kommen dann Stadtwerke mit Preisstürzen an der Epex zurecht? „Extrem negative Preise in der Spoterfüllung erhöhen die Preisrisiken für Energieversorger deutlich, insbesondere an Feiertagen, an denen viele Unternehmen typischerweise residuale Long-Positionen halten“, erläutert die Stadtwerkekooperation Trianel.
„Klassische Hedging-Ansätze wie die ‚wertneutrale Portfoliozerlegung‘ stoßen zunehmend an ihre Grenzen, weil sie in der Regel auf fixen Price Forward Curves basieren und extreme Preisszenarien nicht ausreichend abbilden“, heißt es weiter. Trianel-Kunden setzten daher auf eine „kurzfristige Portfoliooptimierung“. 

So wird die Preisuntergrenze festgelegt 

Dass die Preisuntergrenze für den Day-Ahead-Handel um exakt 100 Euro herabgeschraubt worden ist, beruht auf einem europäischen Gemeinschaftswerk. „Der Vorschlag für die Methode wird von den nominierten Strommarktbetreibern zusammen mit den Übertragungsnetzbetreibern erarbeitet und von der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden, Acer, genehmigt“, erklärt die Bundesnetzagentur. Im Entscheidungsgremium von Acer hat die deutsche Regulierungsbehörde eine von 27 Stimmen.

Können neue Grenzwerte zu technischen Problemen im Handel führen? „Nein, bei der Strombörse wird der Marktpreis auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage sowie der verfügbaren grenzüberschreitenden Kapazitäten berechnet. Dieses Prinzip ändert sich nicht, unabhängig davon, welches Preisniveau erreicht wird“, betont eine Sprecherin der Strombörse Epex Spot. Falls kein Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage gefunden werde, sieht das Marktdesign ein „Curtailment“ vor. Der Marktpreis entspricht dann dem Mindest- oder Höchstpreis, die Mengen werden pro rata zugeteilt.