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Strommarkt-Update

Negativpreise und Preisspitzen: Das müssen Landwirte über den aktuellen Strommarkt wissen

Die turbulenten Zeiten beim Strom scheinen vorbei zu sein. Das gilt aber nur für den langfristigen Handel. Im Intra-Day-Handel wird der Strompreis hingegen immer volatiler.

Lesezeit: 4 Minuten

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.

An den Spotmärkten der Strombörse, an denen der überwiegende Teil des Stroms aus Erneuerbaren Energien gehandelt wird, mittelte sich im September ein Preis von 10,072 Cent pro Kilowattstunde. Dies bedeutet ein Plus von 6,8 % zum Vormonat, zum September 2020 hingegen ein Plus von stattlichen über 130 %. Windmüller an Land erlösten 8,566 Cent pro Kilowattstunde (+30 % gegenüber dem Vormonat), Windmüller auf See kassierten 8,874 Cent pro Kilowattstunde (+21 % gegenüber dem Vormonat).

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Die erhöhten Preise von Offshore-Windstrom gegenüber Onshore-Windstrom, die in nahezu allen Monaten zu beobachten sind, erklären sich aus dem Mehr an Volllaststunden, die auf See zu erzielen sind und dafür sorgen, dass Offshore-Windräder auch in höherpreisigen Stunden produzieren, wenn ihre Kollegen an Land dies nicht mehr tun. Betreiber von Photovoltaikanlagen verbuchten marginale Abschläge im Vergleich zum Vormonat und kamen auf einen Durchschnittswert von 7,447 Cent pro Kilowattstunde (-1,14 %).

Mehr Tage mit negativen Strompreisen

Zur neuen Normalität gehören nun offenbar Zeiten mit negativen Strompreisen. Der September war der fünfte Monat in Folge mit negativen Strompreisen am Day-Ahead-Markt, die länger als sechs Stunden andauerten. Für Betreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen, die nach § 51 EEG 2017 betrachtet werden, bedeutete das am Dienstag, 19. September, dass ihr Erlös in dieser Zeit auf Null fiel. Betreiber, deren Anlagen nach § 51 EEG 2021 betrachtet werden und daher bereits bei vier aufeinander folgenden negativen Stunden betroffen sind, waren in September sogar an drei Tagen betroffen.

Preisspitzen am Abend

Saisontypisch änderte sich im September der Tagesverlauf der Solareinspeisung durch die kürzeren Tage derart, dass im untertägigen Handel an der Strombörse höhere Peaks ab den frühen Abendstunden zu beobachten waren. Selbst im Day-Ahead-Handel stiegen die Preise für die Abendstunden an manchen Tagen des vergangenen Monats auf bis zu 500 €/MWh.

Diese Unterschiede zwischen mittäglichen Preissenken und abendlichen Preisspitzen – Stromhändler sprechen hier von „Spreads“ – waren und sind ein guter Anreiz für eine kurzfristige Einspeiseoptimierung, etwa von Bioenergieanlagen oder Batteriespeichern. Denn durch ein Abfahren der Spreads können Betreiber den durchschnittlichen Spotbörsenpreis schlagen und durchaus einige Cents pro Kilowattstunde mehr verdienen.

Nervöser Erdgasmarkt

An den Erdgasmärkten zeigten sich im vergangenen Monat die neuen geopolitischen Realitäten: Blickten in früheren Jahren die Händler vor allem nach Russland, beeinflussten im September vor allem Streiks in Australien und Wartungsarbeiten in Norwegen die Preisentwicklung.

Trotz der enorm hohen Füllstände der deutschen Gasspeicher (95,72 % am Monatsende) führten die erwähnten Engpässe bei LNG-Lieferungen zu einem Anstieg des Erdgaspreises im vergangenen Monat. Handelte die Megawattstunde Erdgas zu Monatsbeginn bei 32,61 €, stieg der Preis untermonatlich auf bis zu 45,4 €, um anschließend zum Monatsende auf 37,3 € zu landen. Einen ähnlichen Verlauf nahmen Erdöl- und Kohlepreise, allein CO2-Zertifikate verteuerten sich nicht.

Langfristiger Strom wird günstiger

Signifikante Preisabschläge hingegen waren am Terminmarkt für Strom zu beobachten. Handelte eine Megawattstunde im Base-Produkt für 2024 zum Monatsbeginn bei 133,54 €/MWh, sank der Preis bis zum letzten Handelstag des Monats auf 121,47 €/MWh (-9 %). Auch die Peak-Produkte für das Frontjahr 2024 gaben nach, ebenso wie Base- und Peak-Preise für das Frontquartal 1/2024.

Einem insgesamt weiterhin abwärtsgerichteten Trend folgten die Preise für kurzfristige Reserven zur Stabilisierung der Stromnetze. Insbesondere die Preise für negative und positive Sekundärreserve gaben erneut stark nach. Bei konstanter Vorhaltung und Bezuschlagung von 1 MW an regelbarer Leistung konnten Anbieter in der negativen Sekundärreserve noch einen Durchschnittspreis von 7.288 €/MW erzielen (-40 % gegenüber dem Vormonat), in der positiven Sekundärreserve noch 7.308 €/MW (-25 %). Auch die Preise für negative Minutenreserveleistung gaben um nahezu 50 % nach, allein die positive Minutenreserve ging mit Zuwächsen aus dem Monat.

Mehr Gaskraftwerke am Netz

Hintergrund für den starken Preisverfall der negativen Regelenergieprodukte ist wohl die Saisonalität: Da im Herbst und Winter mehr Gaskraftwerke in Betrieb sind, steigt das Angebot an Flexibilität zur Pufferung von Überspeisungen des Stromnetzes und die Preise der entsprechenden Produkte sinken ab.

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