Warum Day-Ahead-Preise von -500 €/MWh gefährlich sind

Erreicht der Preis im Day-Ahead die technische Untergrenze, bleibt dem Markt kein Spielraum mehr für die Preisbildung. Angebot und Nachfrage hätten sich wahrscheinlich auf einem niedrigeren Niveau getroffen, doch die Auktion kann diesen Preis nicht erreichen.

Ein Preis von -500 €/MWh ist daher mehr als eine spektakuläre Schlagzeile. Er zeigt, dass der Markt an eine Wand gestoßen ist.

Der Day-Ahead ist ein Kernmarkt. Zusammen mit den über OTC abgesicherten Mengen deckt er den Großteil des physischen Stromangebots und der Stromnachfrage ab. Hier wird ein großer Teil der Fahrpläne für Erzeugung und Verbrauch des Folgetages in eine ausführbare Marktposition übersetzt.

Bleibt nach der Auktion im Day-Ahead eine große Position ohne Gegenseite, verschwindet das Ungleichgewicht nicht. Es verlagert sich auf die nachgelagerten Stufen: in den Intraday, in die Mechanismen für Regel- und Ausgleichsenergie und letztlich zum Übertragungsnetzbetreiber, der das physische Gleichgewicht in Echtzeit wiederherstellen muss.

Unter normalen Bedingungen sollen die nachgelagerten Märkte den Fahrplan verfeinern, Prognosefehler auffangen und betriebliche Abweichungen steuern. Sie sind nicht dafür gedacht, zum wichtigsten Ventil für ein großes verbleibendes Überangebot zu werden, das die Auktion im Day-Ahead nicht bepreisen konnte.

Die europäischen Marktregeln nutzen untere Preisgrenzen als Teil des Korrekturmechanismus. Erreicht der Markt wiederholt seine Untergrenze, kann diese gesenkt werden, damit die Auktion mehr Spielraum für die Markträumung hat.

Das hilft, wenn flexible Mengen vorhanden sind, aber nicht erreicht werden konnten, weil die Preisspanne zu eng war. In diesem Fall kann eine niedrigere Untergrenze zusätzliche Nachfrageflexibilität, Aufnahme durch Speicher, Abregelung erneuerbarer Anlagen oder andere betriebliche Flexibilität sichtbar machen.

Das funktioniert jedoch nur, wenn unterhalb der bisherigen Untergrenze tatsächlich Volumen bereitsteht. Die Preisgrenze ist nützlich, wenn sie Markttiefe freilegt. Sie ist deutlich weniger nützlich, wenn sie lediglich die Wand verschiebt.

Bei den jüngsten Situationen mit negativen Preisen kann zwischen leicht negativen Preisen und der technischen Untergrenze nur sehr wenig Markttiefe bestehen. Gleichzeitig kann das Orderbuch ein großes Volumen preisunabhängiger Verkaufsaufträge enthalten, die zu fast jedem Preis ausgeführt würden.

In dieser Struktur führt eine Senkung der Untergrenze von -500 €/MWh auf -1.000 €/MWh nicht unbedingt zu einem nützlicheren Signal. Die Preise könnten sich einfach nahe -999,99 €/MWh einstellen.

Der Markt würde dann einen extremeren Preis ausweisen, ohne unbedingt wesentlich mehr Flexibilität sichtbar zu machen. Der Abrechnungspreis hat sich bewegt; der zugrunde liegende Mangel an angebotener Flexibilität womöglich nicht.

Das ist die Falle der fehlenden Markttiefe: extreme Preise, hohe Finanztransfers, steigender Druck auf Sicherheitsleistungen und kaum Belege dafür, dass das Signal tatsächlich mehr Flexibilität mobilisiert.

• Extreme Abrechnungspreise können aus einem dünn besetzten Abschnitt der Kurve entstehen, statt aus einer breiten, wettbewerblichen Reaktion flexibler Anlagen.
• Finanztransfers zwischen exponierten Käufern und Verkäufern werden sehr groß, auch wenn das physische System kaum an Steuerbarkeit gewonnen hat.
• Der Druck durch Sicherheiten und Nachschüsse steigt stark, insbesondere für Teilnehmer mit großen offenen Positionen oder schwachen Absicherungsstrukturen.
• Übertragungsnetzbetreiber müssen die physische Ausgleichsaufgabe womöglich dennoch übernehmen, wenn flexible Anlagen nicht angemessen in der Auktion angeboten wurden.

Negative Preise haben ihre Berechtigung: In einem Stromsystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien, unflexibler Erzeugung und begrenzter Aufnahmefähigkeit auf der Nachfrageseite sind sie ein gültiges Signal. Gefährlich wird es, wenn man annimmt, dass ein stärker negativer Preis automatisch eine bessere betriebliche Reaktion bedeutet.

Vorrang sollte haben, die Bepreisung von Flexibilität und ihr Angebot am Markt zu verbessern, damit ein Überangebot aufgenommen wird, bevor die Auktion an die Wand stößt.

Dazu müssen flexible Mengen im Angebot für Day-Ahead und Intraday sichtbarer werden: Ladefähigkeit von Speichern, Modulation erneuerbarer Anlagen, Nachfrageflexibilität, Lastverschiebung in der Industrie, Steuerung hybrider Anlagen und lokale Aufnahmekapazität. Diese Ressourcen brauchen Gebotsstrategien, die ihre tatsächlichen Opportunitätskosten und betrieblichen Grenzen abbilden, über eine rein administrative Exposition gegenüber extremen Preisen hinaus.

Eine niedrigere Preisuntergrenze kann Teil des Instrumentariums sein. Die grundlegendere Frage des Marktdesigns lautet jedoch, ob das System einen verlässlichen Weg schafft, auf dem Flexibilität sichtbar wird, bevor dem Algorithmus zur Markträumung die Preisspanne ausgeht.

In einem Stromsystem mit wachsender Erzeugung aus erneuerbaren Energien und häufigeren Phasen des Überangebots ist diese Unterscheidung wichtig.

Ziel sollte sein, dass negative Preise möglich bleiben und an reale, verfügbare Flexibilität gekoppelt sind.

Andernfalls riskiert der Markt, extreme finanzielle Signale zu erzeugen, ohne das physische Problem zu lösen, das sie verursacht hat.

Julio Quintela Casal