Oktober 2021: Regelleistung erzielt Höchstpreise

von Ursula Brauns / 15. November 2021

Tobias Frisch, Stromhändler Next Kraftwerke Schon seit einigen Monaten lässt sich an den Energiemärkten eine regelrechte Preisexplosion beobachten. Auch die Regelenergie macht hier keine Ausnahme: Am Regelleistungsmarkt (RLM) ist der Rekordwert von Mai dieses Jahrs im Oktober schon wieder überholt worden. Im Interview mit unserem Stromhändler Tobias Frisch gehen wir der Frage nach, was genau am RLM passiert ist, wie die Zukunft aussieht und wie erneuerbare Energien davon profitieren können.

Ursula Brauns: Was war da los am RLM? Kannst du die Preisentwicklung der letzten Monate nochmal kurz zusammenfassen?

Tobias Frisch: Schon Anfang des Jahres sind die Leistungspreise (durchschnittlicher Leistungspreis pro Zeitscheibe pro Megawatt (MW)) in der negativen Sekundärregelleistung (SRL) nach oben gegangen: Die ersten vier Monate ist der Preis von 5 Euro monatlich im Schnitt um weitere 5 Euro angestiegen. Im Mai hatten wir dann einen Peak von 94 Euro. Dann ging der Preis wieder runter und erreichte mit 18 Euro im Juli wieder einen Tiefpunkt, der dennoch fast 4 Mal so hoch war wie Anfang des Jahres. Von da an ist der Preis wieder raufgeklettert bis auf satte 159 Euro im Oktober. Auch bei der positiven SRL haben wir im Oktober einen absoluten Ausnahmemonat am deutschen RLM erlebt. Bei der negativen Regelenergie haben wir bei den Leistungspreisen eine Steigerung um ca. 70 Prozent gegenüber Mai, bei der positiven Regelenergie liegt die Steigerung sogar bei knapp 100 Prozent gegenüber Mai. So konstant hohe Preise hat es noch nicht gegeben. Im Mai waren wir noch fest davon ausgegangen, dass das vorerst der teuerste Monat aller Zeiten ist und auch erst einmal so bleiben wird.

Regelenergie: Hohe Preise für Regelleistung im Oktober 2021
Monatlicher Leistungspreis für die Vorhaltung von 1 MW in dem jeweiligen Produkt (aufsummierte Durchschnittswerte).

Ursula Brauns: Diese nochmalige Leistungspreissteigerung im Oktober war also nicht so richtig zu erwarten. Was steckt denn diesmal dahinter? Im Mai waren es ja vor allem Wartungsarbeiten.

Tobias Frisch: Die Ursachen ganz genau zu benennen ist schwierig. Da kommen mehrere Dinge zusammen. Ein Faktor ist, dass Ende September bzw. Anfang Oktober die CO2-Preise und die Gaspreise durch die Decke gegangen sind. Diese haben sich zwischenzeitlich wieder ein bisschen stabilisiert. Die Preissteigerung hatte und hat aber nicht nur Auswirkungen auf den Spotmarkt – sondern auf alle Märkte, die mit Strom zu tun haben – eben auch auf dem RLM. Allgemein herrscht durch die Preisbewegung bei CO2 und Gas eine gewisse Unsicherheit am Markt, die dann eingepreist wird. Auch können wir natürlich nicht wissen, wie andere Marktteilnehmer genau mit dieser Unsicherheit umgehen und wie sie ihre Kraftwerke fahren, was sich natürlich auf die Verfügbarkeit und somit auf die Marktpreise auswirkt. Was wir im Oktober konkret beobachtet haben: In den ersten Wochen sind mehrere Wasser- / Pumpspeicherkraftwerke ausgefallen. Dann wurde durch den Orkan am 21. Oktober sehr viel Windkraft eingespeist. Dadurch gab es im Netz eine sehr geringe Residuallast (Stromnachfrage, die durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden muss, Anm. d. Red.), was die Preise am deutschen RLM für die negative SRL sehr hochgetrieben hat. Zudem kann man z. B. auch anhand der Erlöse für den Fahrplanbetrieb erkennen, dass der Wert der Intraday-Flexibilität zugenommen hat, was alle Marktteilnehmer natürlich dazu veranlassen sollte, in der Leistungspreisauktion höhere Preise zu bieten. Das passende Stichwort sind Opportunitätskosten: Also, welche Erlöse würden mir entgehen, wenn ich meine Flexibilität nicht am Day-ahead- und Intraday-Markt vermarkten würde. Ist das Erlöspotential dort hoch, sollte in der Theorie natürlich der Wert der Flexibilität am RLM auch nach oben gehen. Zusätzlich muss man noch sagen, dass der Oktober auch in den letzten Jahren im Vergleich zu den Monaten davor immer etwas Dynamik aufgenommen hat. Soll heißen, eine Preissteigerung gegenüber August und September war schon abzusehen – nur nicht in diesem Maße. Es ist ein Monat, in dem Photovoltaik-Anlagen (PV) an einzelnen Tagen noch 30 Gigawatt (GW) liefern können und die Windeinspeisung stark zunimmt. In Summe also viele verschiedene Punkte, die da einfließen und die wir bei unseren täglichen Gebotsabgaben versuchen zu berücksichtigen.

Ursula Brauns: Sind denn hohe Leistungspreise am RLM jetzt ein Langzeittrend?

Tobias Frisch: Man merkt schon, dass die Preise langsam wieder runtergehen. Sie sind aber immer noch auf einem sehr hohen Niveau – für November stehen wir gerade bei 51 Euro (durchschnittlicher Leistungspreis pro Zeitscheibe pro MW in der negativen SRL). Der Strommarkt gestaltet sich ja massiv um: Die Atomkraftwerke Grohnde, Gundremmingen C und Brokdorf gehen Ende des Jahres vom Netz und das könnte sich auch in den Preisen widerspiegeln; spätestens 2022 soll es dann gar keine Atomkraft mehr in Deutschland geben. Atomkraft stellt mit ca. 400 MW zwar nur einen kleinen Teil der präqualifizierten negativen SRL dar, aber auch die Kohlekraft, die ca. 1,2 GW der präqualifizierten negativen SRL ausmacht, fadet ja langfristig aus. Wir werden also Tage mit deutlich reduzierter Regelleistungsverfügbarkeit haben. Da müssen dann unter Umständen auch Gaskraftwerke laufen, um schwankende Windenergie-und PV-Einspeisung auszugleichen, die nach Branchenangaben auf Grund deutlich gestiegener CO2- und Gaspreise aber teure Produktionskosten haben. Das könnte dazu führen, dass wir auch zukünftig extreme Leistungspreise am RLM bekommen. Sollten wir also immer wieder diese Preissprünge sehen, können unsere Kund_innen von der Vorhaltung von Regelenergie enorm profitieren – vor allem an Wochenenden mit hoher Windeinspeisung oder an langen Wochenenden wie Weihnachten, Ostern und Pfingsten. An diesen Tagen reduziert sich die Stromnachfrage europaweit erfahrungsgemäß signifikant. Die Vergangenheit zeigt, dass diese hohen Preise auf die Tage danach Einfluss nehmen und das allgemeine Preisniveau in der Regel heben, da der Markt, vereinfacht gesagt, den jeweiligen Vortag erst einmal als den besten Schätzer annimmt. So zumindest die Theorie.

Ursula Brauns: Wie konnten und können unsere Kund_innen von der Preisentwicklung profitieren?

Tobias Frisch: Die aktuellen Marktentwicklungen zeigen deutlich, dass Flexibilität immer wichtiger wird und es sich vor allem auch richtig lohnt, Kraftwerke flexibel zu fahren. Das betrifft zum einen den Fahrplanbetrieb am Day-Ahead- und Intraday-Markt, mit dem Anlagenbetreibende von den aktuell extrem schwankenden Strompreisen profitieren können. Und eben auch die Regelenergie, mit der sich gerade Spitzenerlöse erzielen lassen – was wir auf Seiten unserer Kund_innen momentan monatlich sehen. Da alle Märkte Schwankungen unterworfen sind, ist unser Ansatz die Komplettoptimierung. Das heißt, wir setzen die Anlagen genau auf dem Markt ein, an dem aktuell die höchsten Erlöse erzielt werden können.

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Ursula Brauns ist Managerin Internal Communication bei Next Kraftwerke. Als Sozialwissenschaftlerin interessiert sie sich nicht nur für die systemischen Zusammenhänge der Gesellschaft, sondern auch die der Energiewende: Wieso? Weshalb? Warum? Komplexität zu reduzieren und Themen verständlich zu machen treibt sie an.

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