Technischer Defekt lässt Strompreise am Spotmarkt auf Jahreshoch klettern

Ein Faktor für den Preisanstieg im kurzfristigen Spothandel war das Fehlen von Feiertagen im Juni. Im Gegensatz dazu führten die zahlreichen langen Wochenenden im Mai zu einer reduzierten Nachfrage und entsprechend niedrigeren Preisen an der Strombörse, während der Juni vergleichsweise verbrauchsintensiv war.

Ein markantes Ereignis im Stromhandel des vergangenen Monats ereignete sich am 26. Juni, als sich Deutschland in der Day-Ahead-Auktion aufgrund eines technischen Fehlers des Börsenverantwortlichen EPEX SPOT vollständig vom Stromhandel mit allen Nachbarländern entkoppelte. Dies führte zu einem ungewöhnlich starken Anstieg der Strompreise im Day-Ahead-Handel, besonders während der Spitzenverbrauchszeiten am Morgen und Abend. Normalerweise wird zu diesen Zeiten Strom aus den Nachbarländern importiert. Die Preise erreichten für die Zeit von 6 bis 7 Uhr morgens 2.325 €/MWh und für die Zeit von 20 bis 21 Uhr 1.796 €/MWh. Im kontinuierlichen Intraday-Handel waren die Grenzkuppelkapazitäten wieder verfügbar, was die Preise wieder auf ein normales Niveau brachte. Dieses außergewöhnliche Ereignis hat vermutlich zu einem neuen Jahresrekord der Durchschnittspreise im Spothandel beigetragen. 

Am 3. Juni kam es zu einer weiteren ungewöhnlichen Entwicklung, als rund acht Gigawatt an Solar- und Windkraftleistung weniger erzeugt wurden als am Vortag prognostiziert. Zusätzlich verursachten Probleme an den Grenzkuppelkapazitäten zwischen Frankreich und Deutschland weitere Preisanstiege. Im untertägigen Intraday-Handel kletterten die durchschnittlichen Preise für die Vormittagsstunden auf etwa 500 €/MWh, wohingegen der Day-Ahead-Preis für denselben Zeitraum noch bei rund 100 €/MWh lag. Außerdem wurden in einzelnen Viertelstunden Spitzenpreise von über 10.000 €/MWh (!) erreicht.

Der Durchschnittspreis aller im Day-Ahead-Handel an der Spotbörse gehandelten Stromkontrakte im Juni, die zur Abrechnung von Bioenergieanlagen und Wasserkraftwerken dienen, stieg auf ein neues Jahreshoch von 8,445 Cent pro Kilowattstunde, was einer Steigerung von 25,65 % gegenüber dem Vormonat entspricht. PV-Anlagen erzielten einen Durchschnittspreis von 4,635 Cent pro Kilowattstunde, was einem Zuwachs von 46,63 % zum Vormonat darstellt. Windkraftanlagen an Land verzeichneten 6,356 Cent pro Kilowattstunde (+13,34 % zum Vormonat), während ihre Offshore-Kollegen mit 6,533 Cent pro Kilowattstunde etwas darüber lagen (+17,04 % zum Vormonat). 

Obwohl die Preise an der Spotbörse im Juni gestiegen waren, kam es aufgrund von § 51 des EEG  zu Kürzungen des anzulegenden Werts. Dieser Paragraph sieht vor, dass bei mehrstündigen negativen Strompreisen eine Kürzung erfolgt. Wie im Vormonat, waren die Preise an sechs Tagen, meistens an Wochenenden, für mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden im negativen Bereich. Noch häufiger kam es zu Kürzungen des anzulegenden Werts bei betroffenen Anlagen, wenn die Preise über drei oder vier aufeinanderfolgende Stunden hinweg negativ blieben.

Die Terminmarktpreise für Strom lagen nur knapp über den Spotmarktpreisen. Im Juni überschritt der Preis für das Base-Frontjahr an keinem Tag die Marke von 100 €/MWh. Zu Monatsbeginn startete das Base-Frontjahr mit einem Preis von 98,88 €/MWh, fiel jedoch im Laufe des Monats stetig und erreichte zum Monatsende einen Wert von 91,27 €/MWh.

Wie auch im letzten Sommer zu beobachten, erleben die Preise am Regelenergiemarkt derzeit eine Aufwärtsentwicklung. Die vergleichsweise geringe Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke, bedingt durch hohe Solarstromproduktion, führt zu einem knappen Angebot an regelbaren Anlagen und hält die Preise auf einem hohen Niveau. Anbieter von negativer Sekundärregelleistung konnten durch die konstante Bereitstellung von 1 MW regelbarer Leistung 14.312 € erzielen, was einem Anstieg von 38,64 % gegenüber dem bereits starken Vormonat entspricht. Außer bei der positiven Minutenreserve stiegen die Preise in allen Produktsegmenten des Regelenergiemarkts.

 

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