Peak, Off-peak und Base Price: Warum der Strompreis bei hoher Nachfrage inzwischen oft billiger ist

Dieser Solarstromeffekt spiegelt sich deutlich sichtbar im Strompreisverlauf wider (s. Grafik). Vor allem im Sommer drängen die Solarparks um die Mittagsstunden regelmäßig nicht nur die extrem teuren Peaker, sondern zunehmend auch die preiswerteren – aber im Vergleich zu Solarstrom teuren – Kohlenkraftwerke aus der Merit Order. In Kombination mit Windstrom fallen die Strompreise dadurch immer häufiger mitten in den Verbrauchsspitzen unter null.

Begünstigt durch wolkenarmes Wetter ist dies im Sommer 2024 so häufig vorgekommen, dass der Strompreis tagsüber im Durchschnitt tatsächlich niedriger lag als nachts.

Könnte der Base-Peak-Spread wieder wachsen?

Der Terminmarkt für die kommenden Jahre zeigt wachsende Base-Peak-Spreads an. Im Oktober 2024 wurden Futures für 2025 mit einem Base-Peak-Spread von rund 9 Prozent gehandelt. Futures für Ende des Jahrzehnts wiesen Spreads um die 16 Prozent auf. Das muss allerdings nicht bedeuten, dass die Marktakteure tatsächlich damit rechnen, dass sich die Preisdifferenz zwischen Peak Load und Base Load auch an den kurzfristigen Märkten wieder vergrößert.

Base-Peak-Spread am deutschen Terminmarkt

Denn Futures fungieren als eine Art Versicherung. Erzeuger bieten sie an, um ihre Einnahmen besser planen zu können. Verbraucher wollen sie, um sich gegen Strompreisschwankungen zu schützen. Der Spread kann also als eine Art Risikoprämie betrachtet werden. Und die steigen üblicherweise, je schwerer das Risiko zu berechnen ist. So auch am Strommarkt, und Strompreise sind umso schwerer zu prognostizieren, je weiter sie in der Zukunft liegen. Dies könnte ein Grund dafür sein, dass die Future Spreads Richtung Ende des Jahrzehnts steigen.

Steigende CO2-Kosten verteuern Spitzenlasterzeugung

Ein weiterer Faktor könnten die steigenden Preise für Emissionszertifikate (EU-ETS) sein. Die Zahl der verfügbaren EU-ETS-Zertifikate wird jedes Jahr um 4,3 Prozent, ab 2028 um 4,4 Prozent gesenkt. Tendenziell wird der Preis der Zertifikate also steigen und mit ihm der Preis von Strom aus Kohle- und Gaskraftwerken.

Insofern ist absehbar, dass der Strompreis auf den Spotmärkten (Day-ahead- und Intraday-Handel) noch volatiler wird. In den Sommermonaten dürfte der Strompreis zwar nach wie vor immer wieder negativ werden. Während der Abendstunden und zur Off-Peak-Zeit wird er aber tendenziell höher steigen als bisher. Und dies schlägt sich erst recht in den acht Monaten des Jahres nieder, in denen der Solarstrom den Mittagspreis weniger zuverlässig senkt. Zwischen September und April wird es wohl noch länger beim „normalen“ Muster bleiben. Unterm Strich könnte der Peak Price im Jahresdurchschnitt also doch wieder deutlicher über dem Base Price liegen als derzeit.

Was bewirken sinkende Base-Peak-Spreads am Strommarkt?

So gut sich die Gründe für die gesunkenen Base-Peak-Spreads erklären lassen, haben sie für sich genommen wenig Aussagekraft über den Strommarkt. Das einzige, was sich daran ablesen lässt, ist im Grunde genommen, dass sich die relative Knappheiten von Strom in Peak- respektive Off-Peak-Zeiten im Durchschnitt angenähert haben – mit Betonung auf „im Durchschnitt“.

Über die Volatilität der Strompreise, also die Größe, Frequenz und Regelmäßigkeit der Ausschläge, sagt dieser Befund jedoch nichts aus. Und auch nicht über das Volumen, also die Energiemenge, die zum jeweiligen Preis gehandelt wurde. Deshalb lässt sich auch nichts über die Arbitragegewinne sagen, die sich durch Ausgleich der Knappheit erzielen lassen.

Gefährden zu kleine Spreads den Erfolg der Energiewende?

Genau das ist aber das Geschäftsmodell essenzieller Komponenten einer Stromversorgung, die möglichst vollständig aus den erneuerbaren, aber unregelmäßig verfügbaren Energiequellen Wind und Strom gespeist werden soll, nämlich Stromspeichern wie Pump- und Batteriespeicherkraftwerken.

Sie verdienen Geld, indem sie mit preiswertem Strom gefüllt werden, den sie in Zeiten hoher Preise wieder ins Netz speisen. Das war bis zum Ausbau der Erneuerbaren ein gut planbares Geschäftsmodell. Doch seit den 2010er-Jahren klagen Betreiber über die schwindende Profitabilität von Pumpspeicherkraftwerken. 

Auch der schleppende Ausbau der Gaskraftwerke zeugt davon, dass es schwierig ist, die immer kürzeren Phasen, in denen die Erneuerbaren nicht genug Strom liefern, zu nutzen, um eine Investition dieser Größenordnung zu refinanzieren.
Dass die Gaskraftwerke bei Spitzenlast den Preis setzen, hilft ihnen dabei nicht. Denn das bedeutet gemäß Marginal Pricing angesichts des gesundem Wettbewerbs, dass sie – in den wenigen Stunden, in denen sie gebraucht werden – auch noch zu Grenzkosten produzieren müssen. Dies verhindert Gewinne, die das Geschäftsmodell von Peakern für Investoren wirklich attraktiv machen würden.

Auch dies bedroht den Erfolg der Energiewende. Schließlich sollen die neuen Gaskraftwerke einst mit Wasserstoff betrieben werden, der ähnlich wie Pump- und Batteriespeicherkraftwerke als Stromspeicher dienen soll, indem mithilfe temporär überschüssigen Stroms aus Wind- und Solarkraft gewonnen werden soll.

Neue Regularien zum Ausgleich für schwindende Spreads?

Seit Jahren fordern Energielobbyisten und Experten deshalb einen sogenannten Kapazitätsmarkt. Darin wird nicht wie im derzeitigen Energy-Only-Markt (EOM) nur tatsächlich eingespeister Strom vergütet; Kraftwerksbetreibern erhalten eine Art Grundgebühr dafür, dass sie bereit sind, bei Bedarf Strom zu liefern. Die scheidende Ampelkoalition hatte im Sommer 2024 angekündigt, einen solchen technologieoffenen Kapazitätsmarkt einzuführen. Auch die Unionsparteien wollen sich laut einem Anfang November 2024 veröffentlichten Diskussionspapier dafür einsetzen.

Bereits heute werden Stromspeicher mit direktem Anschluss an ein Übertragungs- oder Verteilnetz begünstigt behandelt. So müssen zwischen 2011 und 2029 errichtete Speicher keine Netzentgelte für ein- und ausgespeicherten Strom entrichten. Auch die meisten älteren PSW sind ganz der größtenteils von Netzentgelten befreit.

Werden Arbitragegewinne für Speicher wieder steigen? (H3)

Allerdings verdichten die Zeichen, dass die Marktbedingungen für Pump- und Batteriespeicher bereits wieder etwas attraktiver geworden sind. Darauf lässt nicht nur der recht dynamische Ausbau der Batterie-Großspeicherkapazität in Deutschland schließen. Mit EnBW und Uniper haben in den letzten zwei Jahren zwei große Kraftwerksbetreiber Investitionen von je rund einer Viertelmilliarde Euro in bestehende Pumpspeicherkraftwerke angekündigt. Das EnBW-Projekt ist im Sommer 2024 in die Umsetzung gegangen und soll 2027 beendet sein, das Uniper-Projekt ein Jahr später.

Scheinbar paradoxerweise könnten gerade die Solarspitzen um die Mittagszeit dafür verantwortlich sein, dass das Geschäftsmodell Stromspeicher aufblüht. Zwar verhindern die PV-Anlagen an sonnigen Tagen die für Anbieter sehr attraktiven Strompreise, die der Bedarf an Gaskraftwerken mit sich bringt. Andererseits können die Betreiber ihre Speicher bereits seit einigen Jahren im Sommer oft zweimal am Tag sehr günstig füllen: nachts und mittags. 

Wenn um die Mittagszeit negative Strompreise anfallen, erhalten sie sogar Geld für das Einspeichern. Am Abend mit positiven Preisen können sie dann mit „demselben“ Strom noch einmal Geld verdienen.

Ist der Begriff Grundlast ein Auslaufmodell?

Aus Sicht der Stromhändler sind die Produkte Peak Price und Base Price eher ein Auslaufmodell. Insbesondere an den kurzfristigen Terminmärkten und im Intraday-Handel spielt der Verbrauch wie gezeigt eine untergeordnete Rolle, zumal er recht konstanten Mustern folgt, also schon früh recht genau feststeht. Je näher aber der Lieferzeitpunkt rückt, um so präziser lässt sich auch prognostizieren, wie viel Strom die Erneuerbaren einspeisen werden. Und umso deutlicher zeichnen sich die die kurzfristige Strompreise ab, aus denen sich dann für Händler und Speicherbetreiber Chancen auf Arbitragegewinne ergeben.

Aus Verbrauchersicht hingegen bedeutet der variable Strompreis ein Risiko, gegen das sie sich absichern wollen. Oder wie es Stromhändler ausdrücken: ein Risiko, dass sie hedgen wollen. Mit dem Kauf von Power Futures können sich Großabnehmer wie Industriebetriebe oder Stadtwerke gegen Strompreisausschläge absichern und sich Planungssicherheit verschaffen.

Letzten Endes eröffnen die Preise von Power Futures auch Stromerzeugern eine Möglichkeit, sich gegen fallende Strompreise abzusichern. Die Unterscheidung in Base und Peak bei langfristigen Futures können sie überdies als Einblick in künftige Verbrauchsprofile werten, anhand derer sie entscheiden können, in welche Technologien sie investieren.