top agrar versorgt Sie monatlich mit den aktuellen Entwicklungen auf den Strommärkten und erklärt die Hintergründe. Die Daten und Analysen liefert der zertifizierte Stromhändler Next Kraftwerke. Er ist einer der größten Direktvermarkter von Strom aus Erneuerbaren Energien.
Der durchschnittliche Preis für eine Kilowattstunde Strom lag im August 2023 an den Spotmärkten bei 9,432 Cent (+22 % zum Vormonat). Diesen Durchschnittswert erreichen manche Stromerzeuger, die durchgängig Strom produzieren können, etwa Biogasanlagen oder Wasserkraftwerke. Betreiber von Photovoltaikanlagen erzielten im vergangenen Monat an der Strombörse einen Durchschnittswert von 7,533 Cent/kWh (+46 %), Windmüller an Land hingegen nur 6,613 Cent/kWh (+21 %) (siehe Übersicht).
Der vergangene Monat zeigte zudem, wie das Wetter die Preise für den kurzfristigen Ein- und Verkauf von Strom beeinflussen kann. Die Formel ist klar: Ist viel günstiger Solar- und Windstrom im Netz, reagieren die Preise nach unten.
Im letzten Monat ließ sich das Gegenteil beobachten: Kratzte der Anteil der Erneuerbaren an der Stromerzeugung im Mai, Juni und Juli noch an den 70%, fiel er im August auf rund 60% zurück. Entsprechend mussten andere, teurere Stromerzeuger einspringen und der Strompreis an den Spotmärkten erholte sich zumindest leicht gegenüber dem Vormonat.
Wieder zwei Tage mit negativ Strompreisen
Im August griff an zwei Tagen der Paragraph 51 des EEG 2021, der besagt, dass die Auszahlung der Marktprämie und somit faktisch der EEG-Förderung in Zeiten ausgesetzt wird, in denen der Day-Ahead-Preis an mindestens vier aufeinanderfolgenden Stunden im negativen Bereich liegt.
Am Dienstag, dem 8. August 2023, betraf diese Regelung 16 Stunden des Tages, in denen der Vergütungsanspruch entfiel. Der Grund: an diesem Tag sehr viel Solar- und Windstrom erzeugt. Beide Technologien trugen jeweils über 25 Gigawatt bei und drängten Kohle- und Erdgasstrom zunehmend aus dem Markt. Zur Einordnung: Der gesamtdeutsche Stromverbrauch an Werktagen im Sommer liegt zumeist zwischen 40 GW (nachts) und 65 GW (zur Mittagsspitze).
Erdgas wird wieder teurer
Die Rohstoffpreise zogen im vergangenen Monat ebenfalls an. Erdgas begann den August bei 26,48 €/MWh, um im weiteren Verlauf des Monats auf bis zu 42,90 €/MWh stark anzusteigen. Zum Monatsende setzte wieder eine Entspannung des Preises ein, der schließlich am letzten Handelstag bei 32,02 €/MWh landete.
Der hohe Füllstand der europäischen Gasspeicher (in Deutschland zu Ende August bereits bei knapp 94%!) konkurrierte mit Ängsten um die Versorgungssicherheit bei Erdgas bedingt durch Streiks bei LNG-Produzenten und der ansteigenden Nachfrage nach LNG in Asien. Die Preise für Kohle, Erdöl und CO2-Zertifikate stiegen im August auf breiter Front um 10 bis 20 %.
Ruhe am Terminmarkt
Am Terminmarkt für Strom schwankten die Preise auf Monatssicht nur wenig und waren, abgesehen von Peaks zur Monatsmitte, weitgehend unauffällig. So schloss das Base-Frontquartal für 4/2023 bei 115,06 €/MWh und ging damit nahezu unverändert aus dem Monat. Auch das Base-Frontjahr notierte zu Monatsende sehr nah an den Ständen des Monatsbeginns. Eine Megawattstunde im Base-Produkt für 2024 handelte zu 134,20 €/MWh.
Preise für Regelenergie brechen ein
Die für ihre Volatilität bekannten Regelenergiemärkte kamen im August von ihrer Hausse der letzten beiden Monate stark zurück. Wie bereits Ende Juli zu beobachten war, entspannte sich die Angebotssituation für die Lieferung kurzfristiger Reserven zur Stabilisierung der Stromnetze bei Frequenzabweichungen, da zum einen Pumpspeicherkraftwerke nach erfolgter Revision wieder ans Netz gingen und zum anderen das geringe Windangebot in der zweiten Monatshälfte zum Einsatz von Erdgaskraftwerken führte, deren Flexibilität nun auch dem Regelenergiemarkt wieder zur Verfügung stand.
Bei konstanter Vorhaltung und Bezuschlagung von 1 MW an regelbarer Leistung konnten Anbieter in der negativen Sekundärreserve noch einen Durchschnittspreis von 12.076 €/MW erzielen (-72 % gegenüber dem Vormonat), in der positiven Sekundärreserve noch 9.787 €/MW (-70 %). Auch die Preise für positive und negative Minutenreserve brachen stark ein, wohingegen die Primärregelleistung auf dem Niveau des Vormonats notierte.
Hohe Ausgleichskosten durch Fehlprognose
Besonders interessant aus Netzsicht war der 25. August. Aufgrund starker Abweichungen bei der Prognose der zu erwartenden Photovoltaikeinspeisung fehlten am Vormittag knapp 6 Gigawatt an erwarteter Leistung, sodass es zu hohen Ausgleichsenergiepreisen für Bilanzkreisverantwortliche kam, die ihre Prognosen verfehlten.
Diese Preisspitzen waren das Ergebnis der Kosten von hochvolumigen Regelenergieabrufen, die notwendig waren, um das fehlende Angebot der erwarteten Photovoltaikeinspeisung auszugleichen. Dabei wurden sowohl positive Minutenreserve (MRL) als auch positive Sekundärreserve (SRL) in hohen Mengen abgerufen.
Von 10:30 Uhr bis 13:30 Uhr kam es immer wieder zu MRL-Aktivierungen, wobei es um 12:00 Uhr nahezu zu einem Vollabruf kam (596 MW von insgesamt 760 MW aktiviert).
