Ein Gastbeitrag von Damian Bartetzko, Head of Trading & Portfoliomanagement bei QUADRA energy. Mit über 20 Jahren Erfahrung in Trading, Portfoliomanagement und Modellierung von KI-gestützten Prognosen beschäftigt er sich täglich mit den Entwicklungen an den Energiemärkten. In diesem Beitrag analysiert er die Negativpreise vom 26. April und die strukturellen Ursachen dahinter.
Am Sonntag, dem 26. April, clearte der Day-Ahead-Preis in Deutschland um 14:00 Uhr bei −480,01 €/MWh. Innerhalb weniger Stunden bewegte sich der Preis auf etwa 189 €/MWh. Solche Bewegungen werden in der öffentlichen Wahrnehmung schnell als Marktversagen gelesen. Das greift zu kurz.
Der Markt hat funktioniert
Der Markt hat exakt das geleistet, wofür er gebaut ist: Knappheit signalisieren. Wer Flexibilität anbieten konnte, wurde deutlich vergütet. Wer keine bereitstellen konnte, hat dafür bezahlt. Das ist nicht Versagen, das ist Marktarbeit.
Die eigentliche Frage liegt eine Ebene tiefer: Warum war die Absorptionsfähigkeit des Systems so knapp, dass moderate Fundamentaldaten zu Preisextremen führten? Die Residuallast lag im Normbereich. Was fehlte, war die Fähigkeit, Überschüsse aufzunehmen. Und diese Fähigkeit fehlt zunehmend systematisch. Unsere Speicherinfrastruktur ist nicht mit der erneuerbaren Erzeugung mitgewachsen. Die Regelungsfunktionen, auf die wir uns historisch verlassen haben, sind wetter- und systemzustandsabhängig und damit genau dann am schwächsten, wenn wir sie am dringendsten brauchen.
Konventionelle Kraftwerke sind durch Wärmebindung und thermische Mindestlast in ihrer Abregelungsfähigkeit beschränkt. Hinzu kommen regulatorische Mindesteinspeisungen in den Nachbarländern, die das europäische Preisclearing zusätzlich verfestigen. Vier strukturelle Muster, die einzeln beherrschbar sind, gemeinsam jedoch nicht.
Was die Antwort nicht sein kann
Der deutsche Kapazitätsmechanismus wird ein wichtiger Baustein sein. Dabei sollten wir präzise bleiben: Kapazität ist nicht gleichbedeutend mit Absorptionsfähigkeit.
Gas-und-Dampf-Kraftwerke (CCGT) bleiben aufgrund ihrer Effizienz für Mittellastdeckung und Versorgungssicherheit unverzichtbar. Für die Aufnahme von Mittagsspitzen einer wachsenden PV-Flotte brauchen wir andere Werkzeuge. Was zur Diskussion steht, ist deshalb nicht eine Antwort, sondern eine differenzierte. Großbatterien mit ausreichender Energiedauer. Offene Gasturbinen (OCGT) für schnelle Schaltvorgänge. Steuerbare Verbraucher mit echter Marktreaktion. Und der unterschätzte Punkt: Netzanschlussverfahren, die heute über mehrjährige regulatorische Wege entscheiden, ob Absorptionsfähigkeit überhaupt physisch ans System angebunden werden kann.
Solche Tage werden sich wiederholen. Mit den Maifeiertagen, im Sommer, strukturell. Sie sind kein Schock, sondern ein Vorgeschmack auf den Zustand eines erneuerbaren Systems, das schneller wächst als seine Aufnahmeinfrastruktur und schneller wächst als seine regulatorischen Pfade.
Zwischen Schlagzeilen und Substanz
Die Negativpreise der letzten Tage haben in der Branche eine vorhersehbare Reaktion ausgelöst. Mehr Speicher, mehr Flexibilität, schneller bauen. Im Grundsatz richtig. Im Detail zu kurz gedacht, wenn die Reaktion von wenigen extremen Stunden im Jahr statt von der strukturellen Marktentwicklung getrieben wird.
Milliardenschwere Investitionsentscheidungen sollten nicht von wenigen spektakulären Stunden im Jahr getrieben werden. Was die Wirtschaftlichkeit eines Flexibilitätsassets bestimmt, sind nicht die Negativpreis-Spitzen, sondern die Capture-Rate über das Jahr, die strukturelle Spread-Entwicklung zwischen Erzeugungs- und Lastzeiten, und die Vermarktbarkeit über Day-Ahead, Intraday und Regelleistung hinweg. Das eine ist in den Schlagzeilen, das andere im Geschäftsmodell.
Eine zweite Differenzierung verdient gleiches Gewicht: nicht jedes Flexibilitätsasset löst dasselbe Problem. Eine Großbatterie mit kurzer Energiedauer adressiert Minutenflexibilität, nicht das mehrstündige PV-Mittagstal. OCGT bedient ein anderes Marktsegment als CCGT. Steuerbare Verbraucher liefern abhängig von ihrer Reaktionszeit und ihrer Anreizstruktur sehr unterschiedliche Beiträge. Die richtige Investitionsfrage lautet deshalb nicht „wie viel Flexibilität bauen wir“, sondern welche Form von Flexibilität welches Marktproblem adressiert und wer dafür bezahlt.
Ein dritter Punkt betrifft die Marktdynamik selbst. Die Bewertung von Flexibilität verschiebt sich, je nachdem wie viele andere Akteure in dieselbe Richtung investieren. Was heute eine attraktive Spread-Marge zeigt, kann durch Marktsättigung in wenigen Jahren erodieren. Investitionsentscheidungen brauchen deshalb nicht nur eine Sicht auf den heutigen Markt, sondern auf die Marktstruktur in fünf bis zehn Jahren, einschließlich der Frage, welche regulatorischen Rahmen sich bis dahin etabliert haben werden.
Investitionen formen die Welt, Werthebung entscheidet, wer darin verdient
Der ökonomische Wert eines Flexibilitätsassets entsteht nicht im Moment der Investitionsentscheidung, sondern in jeder einzelnen Stunde, in der das Asset in Day-Ahead, Intraday und Regelleistung optimal vermarktet wird, oder eben nicht. In Märkten, deren Volatilität strukturell zunimmt und deren Mikrostruktur sich in Wochen verändert, ist das eine andere Disziplin als die der Investitionsplanung. Sie verlangt tägliche quantitative Marktintelligenz, getragen von Tradern und Portfoliomanagern in der ersten Reihe, weil sie es sind, die den realisierten Wert von Flexibilität operativ heben.
Die Energiewende wird in den kommenden Jahren von zwei Bewegungen geprägt sein, die zusammen gedacht werden müssen, aber organisatorisch oft auseinanderfallen: Auf der einen Seite Investitionsentscheidungen mit Jahrzehntenhorizont und Milliardenvolumen. Auf der anderen Seite eine Marktrealität, die sich in Stunden bewegt und in der jeder Auktionszyklus über die Performance des investierten Kapitals entscheidet. Wer beides als eigenständige Disziplinen versteht und beide professionell führt, wird die nächste Phase der Branche prägen. Wer das eine mit dem anderen verwechselt, wird die Phase überstehen, aber nicht prägen. In dieser Phase entscheidet sich nicht nur, welche Assets gebaut werden, sondern welche Marktteilnehmer am Ende verstanden haben, wie Wert in einem zunehmend komplexen Markt entsteht.
Wir bei QUADRA energy beobachten die Marktentwicklungen weiterhin aufmerksam und halten Sie wie gewohnt auf dem Laufenden.