Technische Panne an der Strombörse: Preis im Day-ahead-Markt steigt auf bis zu 2,33 Euro pro Kilowattstunde

Wer als Kunde eines dynamischen Stromtarifs am Mittwochmorgen auf die Strompreise für den Vormittag schaute, brauchte sicher keinen Kaffee mehr, um hellwach zu werden: 2,33 Euro zuzüglich Netzentgelte und Gebühren kostete eine Kilowattstunde Strom am Mittwoch zwischen 6 Uhr und 7 Uhr. Mit 1,80 Euro brutto zwischen 20 und 21 Uhr erreichte der Strompreis noch einen weiteren Tages-Peak. Ab 9 Uhr morgens normalisierte sich der Preis und erreichte bis 16 Uhr recht niedrige Werte zwischen null und zehn Cent brutto. Dieses Preistief ist gerade im Sommerhalbjahr, wenn Photovoltaik-Anlagen auf Hochtouren produzieren, für diese Uhrzeiten nicht untypisch.

Der Grund für die enormen Preisausreißer war ein „technisches Problem mit dem Handelssystem” bei der europäischen Strombörse European Power Exchange, kurz Epex Spot, wie der Börsenbetreiber in einer Mitteilung bestätigte. Dieses technische Problem habe dazu geführt, dass es zu einer teilweisen Entkopplung („partial decoupling”) der Strommärkte in Zentraleuropa und Polen vom normalen grenzüberschreitenden Handel im Rahmen des Single Day-Ahead-Couplings (SDAC) kam. Es war nicht mehr möglich, den Stromhandel wie üblich über nationale Grenzen hinweg zu koordinieren und durchzuführen. Aufgrund der teilweisen Entkopplung wurde der grenzüberschreitende Handel vorübergehend ausgesetzt und die Märkte operierten unabhängig voneinander, um die Stabilität des Systems trotz des technischen Problems zu gewährleisten. Die Auktionen für diese Regionen erfolgten als lokale Auktionen. Nur inländische Strommengen standen damit zur Deckung der Nachfrage zur Verfügung.

„Der Hintergrund der hohen Preisausschläge war, dass in der vortägigen Auktion für den Mittwoch die normalerweise integriert stattfindende Kopplung der Merit Orders der verschiedenen Gebotspreiszonen aufgrund eines technischen Problems nicht funktioniert hat“, erklärt Nicolai Herrmann, Geschäftsführer des Energiemarkt-Analysten Enervis. Die separaten Strompreis-Auktionen für die jeweiligen Strompreiszonen führten dazu, dass die vorhandenen Effizienzen durch einen Austausch von Strom zwischen den Märkten nicht gehoben werden konnten. „Dadurch sind insbesondere in Deutschland in den Morgenstunden sehr hohe Strompreise aufgetreten“, sagt Herrmann.

Preise am Epex-Day-ahead-Markt explodieren

In der teuersten Stunde – zwischen 6 und 7 Uhr morgens – kam es zu einem Day-ahead-Preis an der Epex-Strombörse von 2.325,83 Euro pro Megawattstunde. Umgerechnet 2,33 Euro pro Kilowattstunde und damit etwa das 20-fache der üblichen Preise bei einer normalen Marktsituation. Zum Vergleich: Der volumengewichtete Mittelwert des Börsenstrompreises lag im Mai laut dem Portal Energy-Charts bei 62,87 Euro pro Megawattstunde oder 6,3 Cent pro Kilowattstunde. Die hohen Preise traten nur bei der Epex auf, andere Strombörsen, bei denen auch Day-ahead gehandelt wird, wie zum Beispiel Nord Pool mit Sitz in Oslo oder die österreichische Strombörse Energy Exchange Austria (Exaa), waren von dem Preisanstieg nicht betroffen.

„Beim Day-ahead-Markt müssen alle Teilnehmer bis 12:30 Uhr ihre Gebote abgegeben haben“, sagt Leonhard Probst von den Energy-Charts des Fraunhofer ISE in Freiburg. Am Mittwoch um 12:42 Uhr erfolgte – wie in solchen Fällen vorgesehen – bei dem europäischen Dienstleister für Übertragungsnetzbetreiber Joint Allocation Office (JAO) eine erste Mitteilung mit der Warnung einer möglichen Marktentkopplung. Das Unternehmen betreibt die zentrale Handelsplattform für grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten. Um 13:10 Uhr erfolgte auf der Internetseite des Unternehmens die Mitteilung einer fehlgeschlagenen Marktkopplung für das Kerngebiet „CORE Region“, bestehend aus Frankreich, Belgien, den Niederlanden, Österreich, Deutschland, Luxemburg und Polen. Mit den 2325 Euro pro Megawattstunde ist dann fast der mögliche Maximalpreis erreicht worden. Die Strombörse Epex hat für diese Auktionen eine Preisgrenze von 2400 Euro pro Megawattstunde nach oben und von -500 Euro pro Megawattstunde nach unten eingezogen.

„Wieso für diesen Fall keine ausreichende Rückfalllösung zur Berücksichtigung von Im- und Exporten gegriffen hat, muss im Nachgang noch von der Epex und den Regulierungsbehörden aufgeklärt werden. Hier besteht in jedem Fall Handlungsbedarf“, sagt Probst. Es seien dann lokale Auktionen in den einzelnen Ländern ohne Im- und Exporte durchgeführt worden. „Aufgrund der kurzen Vorwarnzeit ist es vor allem für kleinere Marktteilnehmer schwierig, sich auf die neuen Bedingungen einzustellen und ihre Gebote entsprechend anzupassen“, sagt er.

Keine langfristigen Auswirkungen

Für die Versorgungssicherheit stellt der aktuelle Vorfall kein großes Problem dar, sagt Probst. „Es gibt noch den Intraday-Markt und weitere Handelsmärkte, durch die die fehlende Marktkopplung bei der Day-ahead-Auktion noch korrigiert werden kann, bevor die tatsächliche Lieferung erfolgt. Es gab also keine Knappheit an Erzeugungskapazitäten und es musste auch nicht auf Reserven in der Regelenergie zurückgegriffen werden”, sagt er weiter.

Zum Zeitpunkt der Preisfindung habe der antizipierte Im- und Export gefehlt, weswegen kurzfristig die Kraftwerkskapazitäten knapp waren. Wer also als Direktvermarkter ein Gebot zur Lieferung abgegeben hatte, konnte mit den hohen Preisen Gewinne erzielen. „Profitiert haben in erster Linie Anbieter von flexibler Leistung, wie zum Beispiel Gaskraftwerke, Pumpspeicher oder Großbatteriespeicher“, sagt Probst. Alle anderen bekamen über die Einspeisevergütung oder Marktprämie nur ihren fixen Betrag. Im Laufe des Tages aber hätten Kraftwerksbetreiber ihre Produktionskapazitäten besser ermitteln können und vor allem habe der Im- und Export im Intraday-Handel nachgezogen werden können. Dies spiegele sich schließlich in einem realitätsabbildenden Preis auf den kurzfristigeren Märkten wider.

Aufklärung seitens Epex Spot gewünscht

„Was passiert ist, ist ein Schock, weil zuvor niemand bei seinen Geboten berücksichtigt hat, dass solch ein technisches Problem passieren kann”, sagt Probst. Es ist gesetzlich vorgeschrieben, dass alle Server redundant aufgebaut werden müssen. Für einen Totalausfall sind Rückfalllösungen vorgesehen. „In diesem Fall hat vieles versagt und dies muss von der Epex und den Regulierungsbehörden noch aufgeklärt werden“, sagt Probst. Dass der geschehene Fehler an der Strombörse außergewöhnlich ist, sagt auch Enervis-Geschäftsführer Nicolai Herrmann: „Normalerweise sollte so etwas nicht passieren und meines Wissens ist es auch das erste Mal, dass in so großem Umfang ein solcher Fehler aufgetreten ist.“ Er erwartet, dass solche Fehler nicht häufiger passieren werden. Die eingetretene Situation sei auf ein technisches Problem in der Marktpreisfindung der Börse zurückzuführen und nicht auf ein physisches Entkoppeln der Märkte, sagt Herrmann, wobei eine genaue Erklärung für den Vorfall seitens Epex Spot noch ausstehe. Diese hat nun zugesagt, innerhalb eines Monats einen Bericht zu den Hintergründen vorlegen zu wollen.

Kunden dynamischer Stromtarife betroffen

Haushalte und Gewerbekunden mit einem statischen Stromtarif werden von diesem kurzen Ausreißer nichts mitbekommen haben. Hart getroffen aber hat es einige, die einen dynamischen Stromtarif abgeschlossen haben. „Wir haben alle unsere Kunden sehr frühzeitig und proaktiv per Social Media und E-Mail informiert und vor den ungewöhnlich hohen Preisen gewarnt“, sagt Awattar-Sprecher Philipp von Holten auf pv magazine-Anfrage.

Dieser Preisschock traf aber nicht nur private Haushalte, sondern vor allem energieintensive Unternehmen: „Es war eine wirtschaftliche Abwägung für uns, aber letztendlich war es günstiger unser Werk für den Tag abzuschalten, als zu so hohen Preisen zu produzieren“, sagt Uwe Reinecke, Geschäftsführer des deutschen Elektrostahlwerks der italienischen Gruppe Feralpi. Das deutsche Werk mit rund 800 Mitarbeitern im sächsischen Riesa hat einen jährlichen Stromverbrauch von 540 Gigawattstunden. „Aufgrund der kurzfristigen Auftragslage ist es uns nicht möglich, die Strompreiskonditionen für einen Mehrpreis komplett zu sichern. Deshalb sind wir auf den Spotmarkt angewiesen“, sagt er. Die Entscheidung, dass die Werkstüren am Mittwoch geschlossen werden, habe das Unternehmen bereits am späten Dienstagabend getroffen. „Als wir die ungewöhnlich hohen Preise an der Strombörse mitbekamen, haben wir die Entscheidung getroffen, unser Werk zu den teuren Zeiten abzuschalten“, sagt Reinecke. Das Werk produziert normalerweise rund um die Uhr. Seit Donnerstag läuft der Betrieb auch wieder normal.

Einmaliges Ereignis

Gemäß den Erfahrungen von Awattar habe es in den letzten zehn Jahren bereits einzelne „Market-Decoupling-Ereignisse“ gegeben, die jedoch nicht dasselbe Ausmaß gehabt hätten. So gab es im Juni 2019 ein Decoupling, was sich auf den deutschen Strommarkt auswirkte.  Ein weiterer Vorfall im Februar 2020 führte zur teilweisen Entkopplung der Central Western Europe Region (CWE), inklusive Österreich und Deutschland. Im Januar 2021 verursachte ein technisches Problem die teilweise Entkopplung der Strommärkte in Italien, Griechenland, Slowenien und Kroatien.

„Also in Summe kann so etwas alle paar Jahre irgendwo in Europa passieren, aber das Ausmaß der Auswirkungen hängt auch von weiteren Faktoren ab, die für diesen Fall noch analysiert werden müssen“, sagt von Holten. Konsequenzen ziehe man bei Awattar aus dem aktuellen Hochpreis-Ereignis nicht. „Wir schätzen dies derzeit als sehr seltenes Ereignis ein, das man richtig einordnen muss, und planen keine Produktanpassungen oder Ähnliches. Wir befinden uns gerade in der Analyse, aber wir gehen nicht davon aus, dass dies die generelle Attraktivität von dynamischen Preisen gefährdet“, sagt er.