Definition: Was ist Hedging?<\/span><\/h2>\nHedging (deutsch: Einhegung, Begrenzung) bezeichnet den Abschluss von Finanz- oder Liefervertr\u00e4gen, die das Risiko k\u00fcnftiger Preis\u00e4nderungen vom einen Vertragspartner (Sicherungsnehmer<\/strong>) auf den anderen (Sicherungsgeber<\/strong>) \u00fcbertragen. F\u00fcr den Sicherungsnehmer ist also das Ziel die Risikoreduzierung. F\u00fcr den Sicherungsgeber ist Hedging eine Methode zur Gewinnerzielung \u2013 das Produkt: Risiko\u00fcbernahme.<\/p>\nHedges sind von Versicherungsprodukten zu unterscheiden. Ein wichtiger Unterschied: Die Leistungspflicht des Sicherungsgebers h\u00e4ngt beim Hedging nicht von den Umst\u00e4nden ab, unter denen das versicherte Ereignis eintritt. Daher ist die Haftungsfrage bei Hedges meist unstrittig.<\/p>\n
Gewinne erzielen Sicherungsgeber, indem sie ihre Marktexpertise nutzen, um mit dem An- und Verkauf des jeweiligen Produkts (Wertpapiere, Devisen, Strom) Gewinne zu erzielen. Hinzu kommt meist ein prozentualer Risikoaufschlag auf das Volumen des zugrundeliegenden Gesch\u00e4fts.<\/p>\n
Bekannt geworden ist der Begriff im Kontext der Finanzm\u00e4rkte (z.B. bei Aktien, Bonds, Devisen), er wird aber auch in Rohstoff- und Energiem\u00e4rkten f\u00fcr vergleichbare Gesch\u00e4fte verwendet. Hier ist er besonders relevant in liberalisierten Stromm\u00e4rkten, in denen Erzeuger und Verbraucher nicht mehr zu fixen Preisen agieren. Dadurch sind sie beide in \u00e4hnlichem Ma\u00dfe marktwirtschaftlichen Schwankungen ausgesetzt.<\/p>\n
Der Begriff Hedging ist teilweise negativ konnotiert, weil sogenannte Hedgefonds am Finanzmarkt teilweise genutzt wurden, um Hochrisikopapiere zu \u201everstecken\u201c. Tats\u00e4chlich kann Hedging aber auch zur Markttransparenz beitragen, weil die Risikoaufschl\u00e4ge als Indikator f\u00fcr Marktrisiken dienen.<\/p>\n
Typische Hedging-Instrumente im Strommarkt sind langfristige Stromliefervertr\u00e4ge wie PPAs (Power Purchase Agreements) oder FPAs (Flexibility Purchase Agreements), auch virtuelle Batterie genannt, sowie Terminmarktprodukte wie Forwards und Futures.<\/p>\n
Ihr H\u00e4ndler f\u00fcr erneuerbare Energien und Batteriespeicher<\/h2>\n
Dank unserer Handelserfahrung und Prognosetechnologie k\u00f6nnen wir gro\u00dfe Portfolios an erneuerbaren und flexiblen Energien zu wettbewerbsf\u00e4higen Preisen bewirtschaften.
<\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n <\/span> Mehr erfahren<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\nWer geht Hedging-Vertr\u00e4ge am Strommarkt ein?<\/span><\/h2>\nDie Vertragspartner beim Hedging werden in zwei Seiten unterteilt: die Sicherungsnehmer, die ein finanzielles Risiko abgeben m\u00f6chten, und die Sicherungsgeber, die das Risiko an sich nehmen. Im Englischen spricht man hier auch vom \u201eRisk Warehousing\u201c (Deutsch: Risiko-Lagerhaltung).<\/p>\n
Sicherungsnehmer auf dem Strommarkt <\/h2>\n
Hedging im engeren Sinne bedeutet, dass der Sicherungsnehmer ein finanzielles Risiko nicht vollst\u00e4ndig abgibt, sondern durch geeignete Gesch\u00e4fte reduziert beziehungsweise kompensiert. 100-prozentige Preisfixierungen, wie sie auf dem Strommarkt jahrzehntelang \u00fcblich waren, sind also streng genommen kein Hedging.<\/p>\n
Stromverbraucher<\/h4>\n
F\u00fcr Stromverbraucher hat ein Fixpreis jedoch einen Hedging-Effekt. Denn mit solchen Vertr\u00e4gen tr\u00e4gt der Lieferant das finanzielle Risiko der Schwankungen des B\u00f6rsenstrompreises<\/a>. Allerdings werden Stromverbraucher zunehmend auch in echten Hedging-Gesch\u00e4ften zu Sicherungsnehmern. Seit Anfang 2025 m\u00fcssen Stromanbieter n\u00e4mlich Gewerbe- und sogar Privatkunden volldynamische Stromtarife anbieten und gew\u00e4hren, wenn sie die technischen Voraussetzungen f\u00fcr die n\u00f6tige Messfrequenz mitbringen.<\/p>\nWie ein Fixpreis als 100-%-Hedge f\u00fcr Verbraucher wirkt<\/span><\/strong><\/p>\nVerbraucher, die Mitte 2021 einen Fixpreisvertrag f\u00fcr zwei Jahre abgeschlossen hatten, konnten sich gl\u00fccklich sch\u00e4tzen. Die Turbulenzen, die den B\u00f6rsenstrompreis in den n\u00e4chsten zwei Jahren in ungeahnte H\u00f6hen treiben sollten, schlugen sich in ihren Rechnungen nicht nieder. Die Versorger hingegen mussten horrende B\u00f6rsenpreise zahlen, um ihre Lieferverpflichtungen zu erf\u00fcllen, wenn sie nicht selbst Hedging-Gesch\u00e4fte abgeschlossen hatten. <\/p>\n
Daher verwunderte es r\u00fcckblickend nicht, dass <\/span>im Jahr 2022 besonders viele Stromanbieter Insolvenz<\/a><\/span> anmeldeten \u2013 sie hatten sich zu g\u00fcnstigen Fixpreisen verpflichtet, mussten jedoch pl\u00f6tzlich zu extrem hohen Preisen an der B\u00f6rse einkaufen. Den \u00dcbriggebliebenen ging es danach umso besser, denn das Risiko \u2013 in der Wirtschaft ein Synonym f\u00fcr eine neutrale statistische Ungewissheit \u2013 wurde ab Mitte 2022 zur Chance: Hohe Endkundenpreise gekoppelt mit fallenden B\u00f6rsenstrompreisen zeitigten erkleckliche Margen.
<\/span><\/h3>\nMit einem solchen Tarif orientiert sich der Endkundenpreis direkt am jeweils g\u00fcltigen Spotmarktpreis und variiert entsprechend im Verlauf eines Tages teils enorm. Wer einen flexiblen Bedarf hat, kann damit zum Beispiel \u2013 auch ohne eigene PV-Anlage \u2013 von niedrigen Strompreise an sonnigen Tagen profitieren.
Dem gegen\u00fcber steht das Risiko, sehr hohe Strompreise zahlen zu m\u00fcssen, wenn die Erneuerbaren Energien Pause machen und teure Gaskraftwerke den Bedarf decken m\u00fcssen. Mit gehedgten Vertr\u00e4gen k\u00f6nnen sie bestimmen, wie viel sie von diesem Preisrisiko \u00fcbernehmen m\u00f6chten. Ein teildynamischer Tarif \u2013 etwa mit Preisober und -untergrenze \u2013 w\u00e4re ein solcher Verbraucher-Hedge.<\/p>\n
Stromerzeuger<\/h4>\n
Auf der anderen Seite des Marktes stehen die Stromerzeuger mit ganz \u00e4hnlichen Risiken. Sie haben zwar im Zweifel die gr\u00f6\u00dfere Marktexpertise als Verbraucher, das Wetter der n\u00e4chsten Jahre aber k\u00f6nnen auch sie nicht vorhersagen. Und genau davon h\u00e4ngt der Strompreis in einem Markt mit gro\u00dfen Anteilen erneuerbarer Energie ma\u00dfgeblich ab. Deshalb ist auch f\u00fcr sie ungewiss, wie viel Geld sie in der Zukunft am Spotmarkt f\u00fcr eine Megawattstunde ihres Stroms erhalten.<\/p>\n
Hinzu kommt das Produktionsrisiko \u2013 also die Ungewissheit, wie viel Strom sie \u00fcberhaupt erzeugen werden. Zum einen h\u00e4ngt das vom Strombedarf ab. Und dieser wird wiederum von einer Vielzahl Faktoren beeinflusst wird, darunter die allgemeine Konjunktur und das Voranschreiten der Elektrifizierung der Wirtschaft.<\/p>\n
Zum anderen h\u00e4ngt die Produktion der einzelnen Erzeuger vom Wetter ab. Wind- und Solarenergieanlagen k\u00f6nnen eben nur produzieren, wenn diese Energiequellen verf\u00fcgbar sind. Konventionelle Erzeuger m\u00fcssen zudem Rohstoffpreise und \u2013 zumindest in der EU \u2013 die Preise f\u00fcr Emissionszertifikate einkalkulieren.<\/p>\n
Gegen all diese Risiken sind Hedges m\u00f6glich. Dieser Artikel konzentriert sich aber auf Hedging-Vertr\u00e4ge, die den Handel mit erneuerbar erzeugtem Strom betreffen.<\/p>\n
Versorger<\/h4>\n
Das Preisrisiko von Versorgungsunternehmen wie Stadtwerken und privaten Stromanbietern war lange Zeit vergleichbar mit dem gro\u00dfer Verbraucher. Dabei gibt es einen entscheidenden Unterschied: Versorger k\u00f6nnen ihren Bedarf nur sehr begrenzt bestimmen, da die Verbrauchsmuster ma\u00dfgeblich vom Verhalten ihrer Kunden abh\u00e4ngen.<\/p>\n
Direkte Steuerungsm\u00f6glichkeiten haben allenfalls Stadtwerke, die eigene Stromerzeugungsanlagen betreiben oder einen signifikanten Eigenbedarf haben, etwa weil sie ein Fernw\u00e4rmenetz mit einer Gro\u00dfw\u00e4rmepumpe betreiben. Damit k\u00f6nnten sie durch die Verlagerung des Verbrauchs (Load-Shifting) hinein in Zeiten niedriger Spotmarktpreise profitieren.<\/p>\n
Durch die neue Pflicht zum Anbieten volldynamischer Stromtarife k\u00f6nnen Stromanbieter ihr Preisrisiko allerdings teilweise an Kunden weitergeben.<\/p>\n
Pump- und Batteriespeicher<\/h4>\n
Auch die Betreiber von Batteriespeichern<\/a> (Battery Energy Storage Systems \u2013 BESS) und Pumpspeicherkraftwerken tragen gewisserma\u00dfen die Risiken beider Seiten. Denn sie kaufen und verkaufen Strom. Ihr Vorteil: Sie k\u00f6nnen sich viel st\u00e4rker aussuchen, wann sie Strom kaufen und einspeichern und wann sie ihn wieder verkaufen und ausspeichern. Ihr gr\u00f6\u00dftes Risiko sind daher kleine Spotmarkt-Spreads (Unterschiede zwischen Strompreisen zu verschiedenen Tageszeiten). Doch auch dieses ist ein Preisrisiko, das sich durch Hedging begrenzen l\u00e4sst.<\/p>\nSicherungsgeber auf dem Strommarkt<\/h3>\nStromerzeuger<\/h4>\n
Je nach Liefervertrag halten Stromerzeuger einen erheblichen Teil des Preisrisikos. Das ist etwa dann der Fall, wenn er sich verpflichtet, seinem Abnehmer eine bestimmte Menge Strom zu einem bestimmten Preis zu verkaufen. Erzeugt er dann selbst zu wenig, muss er den Strom am Spotmarkt kaufen, um ihn zu liefern. Dieses B\u00f6rsenpreis-Risiko nimmt er seinem Kunden dann ab.<\/p>\n
So erging es Beispielsweise dem staatlichen Atomstrom-Produzenten EDF aus Frankreich im Jahr 2022<\/a>. Er hatte f\u00fcr das Jahr bereits gro\u00dfe Liefermengen zu einem niedrigen Fixpreis verkauft. Dann aber fielen ausgerechnet im Rekordpreisjahr Kraftwerke aus, sodass EDF die fehlenden Mengen teuer am Spotmarkt zukaufen musste.<\/p>\nStromh\u00e4ndler<\/h4>\n
Stromkonzerne und Gro\u00dfverbraucher haben teilweise eigene Stromhandelsabteilungen oder gar -gesellschaften, die auch das Hedging f\u00fcr die Stromproduktion \u00fcbernehmen. Abgesehen von ihnen treten am Strommarkt haupts\u00e4chlich Stromh\u00e4ndler als Sicherungsgeber von Hedging-Vertr\u00e4gen auf.<\/p>\n
Die Trader agieren zwischen Erzeugern, Speichern und Verbrauchern, indem sie die Erzeugungsl\u00fccken einzelner Akteure mit \u00dcbersch\u00fcssen anderer ausgleichen. Auf diese Weise erzielen sie nicht nur Handelsgewinne, sie gl\u00e4tten auch die Bilanzkreise, sodass sich Stromangebot und -nachfrage stets die Waage halten. Diese Marktexpertise nutzen sie auch, um Preisrisiken von Sicherungsnehmern im jeweils gew\u00fcnschten Ma\u00dfe zu \u00fcbernehmen.<\/p>\n
Eine der wichtigsten Aufgaben von Tradern ist demnach das Risk Warehousing: Sie \u00fcbernehmen Preisrisiken vieler unterschiedlicher Parteien, die bereit sind, daf\u00fcr eine Risikopr\u00e4mie zu zahlen. Gleichzeitig finden sie andere Counterparts, die diese Risiken wiederum \u00fcbernehmen.<\/p>\n
Welche Arten von Hedging gibt es am Strommarkt?<\/h2>\n
\u00c4hnlich wie auf dem Wertpapiermarkt gibt es auch auf dem Strommarkt verschiedene Instrumente zur \u00dcbertragung von Preisrisiken. Solche Vertr\u00e4ge werden in aller Regel over-the-counter (OTC)<\/a>, also bilateral, f\u00fcr ein oder mehrere Jahre geschlossen. Es gibt aber auch standarisierte Futures, die \u00fcber Stromb\u00f6rsen gehandelt werden. Dabei handelt es sich im Regelfall um sogenannte Base- und Peakload<\/a>-Kontrakte.
Viele Akteure verbinden mehrere Arten von Hedging miteinander. Diese k\u00f6nnen Bestandteil eines einzigen umfassenden Vertrags sein oder in einzelnen Vertr\u00e4gen mit unterschiedlichen Sicherungsgebern vereinbart werden.<\/p>\nBaseload und Peakload<\/h3>\n
Baseload <\/strong>bezeichnet die Last, die \u00fcber einen bestimmten Zeitraum hinweg nie unterschritten wird. Baseload-Liefervertr\u00e4ge beinhalten dementsprechend die Lieferung einer konstanten Strommenge, die \u00fcber einen bestimmten Zeitraum (z.\u202fB. ein Quartal oder ein Jahr) hinweg zu jeder Stunde des Tages geliefert wird. Dabei wird in der Regel auch ein fester Strompreis vereinbart, sodass Lieferant und Verbraucher f\u00fcr diesen Teil der Stromversorgung maximale Planungssicherheit haben.<\/p>\nHaben Peak- und Baseload-Tarife ausgedient?<\/span><\/strong><\/h3>\nLange Zeit war eine Kombination aus Peak- und Baseload der Standard f\u00fcr gr\u00f6\u00dfere Stromverbraucher. Zudem war die Einteilung wichtig f\u00fcr die Stromproduktion, weil sich die Fahrweise der Kraftwerke danach richtete. Mit wachsendem Anteil volatiler Energiequellen tritt die Bedeutung von Peak- und Baseload in den Hintergrund, w\u00e4hrend die Flexibilisierung des Bedarfs und der Stromproduktion durch Residualkraftwerke (prinzipiell alles au\u00dfer Wind- und PV-Anlagen) wichtiger werden.<\/p>\nGanz ausgedient haben Base- und Peakload-Produkte noch nicht. Zu sehen ist das insbesondere an den Terminm\u00e4rkten, wo Futures \u2013 also k\u00fcnftige Lieferungen mit einem Vorlauf zwischen 48 Stunden und sechs Jahren \u2013 mit genau dieser Unterscheidung angeboten werden.
<\/span><\/p>\n
Analog dazu beinhaltet ein Peakload-Tarif eine feste Stromlieferung werktags zwischen 8:00 und 20:00 Uhr, also w\u00e4hrend der \u00fcblichen Betriebszeiten in Gewerbe und Industrie. Peakload-Produkte sind typischerweise teurer als Baseload-Produkte, da die Nachfrage in diesen Stunden h\u00f6her ist und die Stromproduktion dadurch an vielen Tagen tiefer in die Merit Order hineinreicht. Sprich: Es werden teurere Kraftwerke aktiviert, um den Bedarf zu decken.<\/p>\n
Rolling Hedges<\/h3>\n
Die meisten langfristigen Liefervertr\u00e4ge werden OTC geschlossen. Futures werden aber auch an der B\u00f6rse gehandelt. Dort ist zu sehen, wie sich die Preise im Lauf der Zeit ver\u00e4ndern. Sie sind \u2013 dem Gesetz der gro\u00dfen Zahl folgend \u2013 weit weniger volatil als Sportmarktpreise, schlie\u00dflich spiegeln sie die Prognosen f\u00fcr k\u00fcnftige Durchschnittspreise.<\/p>\n
Dennoch k\u00f6nnen regulatorische Eingriffe, Konjunkturentwicklungen oder geopolitische Ereignisse den Preisverlauf auch bei Futures erheblich beeinflussen. So schossen im Verlauf des Jahres 2022 kurzzeitig die Futures f\u00fcr 2023<\/a> auf fast 1000 Euro pro Megawattstunde (EUR\/MWh), getrieben von den Verwerfungen, die dem Gro\u00dfangriff Russlands auf die Ukraine folgten.<\/p>\n![\"Der](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/06\/Futures-Preise-Energy-Charts-2022-23.png\" "\\"Preisverlauf")
<\/span><\/p>\nDer Preisverlauf der Baseload-Futures w\u00e4hrend der Jahre 2022 und 2023 macht deutlich, warum Rolling Hedges zur Risikostreuung geeignet sind. | Quelle: EEX via Energy Charts \/ Fraunhofer-Institut f\u00fcr Solare Energiesysteme ISE<\/p>\n
Eine wichtige Strategie, die Wirkung solcher Entwicklungen abzumildern, sind sogenannte Rolling Hedges. Dabei gehen Marktakteure nicht einmalig eine Preisabsicherung f\u00fcr einen langen Zeitraum ein, sondern in Tranchen, die sie schrittweise und regelm\u00e4\u00dfig erneuern.<\/p>\n
Ein Beispiel: Ein Versorger k\u00f6nnte zu Beginn jedes Quartals ein F\u00fcnftel des Baseload-Bedarfs desselben Quartals der folgenden f\u00fcnf Jahre einkaufen. Demnach h\u00e4tte er den Bedarf des 3. Quartals 2025 zu jeweils 20 % an Handelstagen im Juli der Jahre 2020 bis 2024 gedeckt.<\/p>\n
Rolling Hedges erh\u00f6hen zwar den Aufwand der Strombeschaffung. Sie reduzieren aber das Risiko erheblich, zu einem \u2013 im Nachhinein erkennbar \u2013 ung\u00fcnstigen Zeitpunkt den gesamten Bedarf zu fixieren. Im obigen Beispiel h\u00e4tte der Versorger also nur 20 % seines Baseload-Bedarfs f\u00fcr Juli bis September 2025 im extrem teuren Juli 2022 gekauft. Das ist schmerzlich genug, h\u00e4tte ihn aber vor einer die Existenz gef\u00e4hrdenden Notlage bewahren k\u00f6nnen.<\/p>\n
Power Purchase Agreement (PPA)<\/h3>\n
Ein Power Purchase Agreement (PPA)<\/a> ist ein Stromabnahmevertrag zwischen einem Betreiber einer Wind- oder Solaranlage und einem Abnehmer. Letzteres kann beispielsweise ein Gro\u00dfverbraucher, ein Energieversorger oder ein Direktvermarkter sein, der den Strom weiterverkauft \u2013 m\u00f6glicherweise ebenfalls im Rahmen eines PPAs.<\/p>\nIn der Regel betr\u00e4gt die Laufzeit eines PPAs mehrere Jahre oder sogar Jahrzehnte. Dabei gibt es etliche Gestaltungsm\u00f6glichkeiten. Und fast immer wird das Preisrisiko, das \u201evon Natur aus\u201c beide Vertragsparteien haben, neu gewichtet.<\/p>\n
Anlagenbetreiber schlie\u00dfen PPAs ab, um ihre Investition gegen Marktpreisrisiken, also fallende Marktwerte f\u00fcr Wind- und Solarstrom abzusichern oder auch um von hohen Preisen zu profitieren. H\u00e4ufig werden sie von Fremdkapitalgebern wie Banken oder Private-Equity-Firmen dazu verpflichtet.<\/p>\n
Ein wichtiges Instrument f\u00fcr die Verlagerung des Preisrisikos ist der Contract for Difference (CfD). Dabei wird ein Basispreis (Underlying) vereinbart, der dann faktisch f\u00fcr einen der Vertragspartner zum Strompreis wird. Das funktioniert so, dass der Sicherungsgeber dem Sicherungsnehmer die (positive oder negative) Differenz zwischen B\u00f6rsenstrompreis und Basispreis zahlt.<\/p>\n
Alternativ kann ein CfD mit Preiskorridor vereinbart werden, der zwischen einem Minimal- und einem Maximalpreis verl\u00e4uft. F\u00fcr den Sicherungsnehmer (in der Regel der Abnehmer) gilt dann der B\u00f6rsenstrompreis, solange er innerhalb des Korridor liegt. Verl\u00e4sst der Spotmarktpreis den Korridor, greifen Minimal- beziehungsweise Maximalpreis.<\/p>\n
So k\u00f6nnen sich \u2013 vor allem \u2013 Solarpark-Betreiber beispielsweise gegen die teils negativen Strompreise in den Mittagsstunden sch\u00fctzen. Im Gegenzug entgehen ihnen gute Gesch\u00e4fte, wenn Teile des Netzgebiets bew\u00f6lkt sind und Flaute herrscht. Bei einem CfD-PPA sind also beide Seiten Sicherungsgeber und -nehmer. Einige EU-Staaten f\u00f6rdern auf diese Weise die Nutzung Erneuerbarer Energien.<\/p>\n
Ein weiteres Unterscheidungsmerkmal ist die Art der Stromlieferung. Sie kann physisch oder synthetisch erfolgen.<\/p>\n
Physische PPAs<\/h4>\n
Physische Stromlieferungen k\u00f6nnen \u201eonsite\u201c erfolgen. In dem Fall besteht eine direkte Stromverbindung zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen. Das \u00f6ffentliche Stromnetz wird dann nicht benutzt.<\/p>\n
H\u00e4ufiger wird der Strom aber nicht dort erzeugt, wo er verbraucht wird. Erfolgen Einspeisung und Entnahme zeitgleich nach Fahrplan, spricht man dennoch von einem physischen PPA<\/a> \u2013 obwohl es aus physikalischer Sicht Unsinn ist, in diesem Fall von einer physischen Lieferung zu sprechen. Schlie\u00dflich l\u00e4sst sich der Strom zweier Anlagen nicht mehr unterscheiden, sobald er einmal im \u00f6ffentlichen Netz flie\u00dft.<\/p>\nDie Stromlieferungen werden anschlie\u00dfend bilanziell miteinander verrechnet. Auf diese Weise k\u00f6nnen Industriebetriebe in Nordrhein-Westfalen Strom aus einem Offshore-Windpark beziehen.<\/p>\n
Synthetische oder virtuelle PPAs<\/h4>\n
Auch bei virtuellen PPAs<\/a> werden Erzeugung und Verbrauch bilanziell miteinander verrechnet. Hier sind Einspeisung und Entnahme aber nicht direkt aneinander gekoppelt.<\/p>\nLiquide oder handelbare PPAs<\/h3>\n
Bei allen genannten Arten des Hedgings kann ein Stromh\u00e4ndler zwischengeschaltet sein. H\u00e4ufig fungiert er dann gleichzeitig als Sicherungsgeber f\u00fcr Erzeuger und Abnehmer. Eine besondere Art von Hedging, die im Grunde nur mit Zwischenh\u00e4ndler m\u00f6glich ist, sind liquide PPAs<\/a>. Das sind langfristig vereinbarte Stromlieferungen, die aber auf H\u00e4ndlerplattformen (wie enmacc<\/a>) und teilweise auch an Stromb\u00f6rsen liquide gehandelt werden k\u00f6nnen. <\/p>\nMan kann dies durchaus vergleichen mit Wertpapieren: Die zugrunde liegenden Werte\/PPAs bleiben dieselben. Sie k\u00f6nnen aber ohne viel Aufwand von einem auf einen anderen Marktteilnehmer \u00fcbertragen werden. Also ohne, dass Vertr\u00e4ge gek\u00fcndigt oder neu ausgehandelt und unterzeichnet werden m\u00fcssten. Und \u00e4hnlich wie bei Wertpapieren kann die Lieferungen \u201ephysisch\u201c oder synthetisch erfolgen.<\/p>\n
Was sind Renewable Shapes?<\/span><\/strong><\/h3>\nMit Renewable Shapes sind die typischen Einspeiseprofile der erneuerbaren Energiequellen Wind und Sonne gemeint:<\/span><\/p>\n\n- Die fast jeden Tag mehr oder weniger glockenf\u00f6rmige Erzeugung der Solarkraft mit gr\u00f6\u00dferer Glocke im Sommer und kleinerer im Winter. <\/span><\/li>\n
- Die \u00fcber das Jahr hinweg steigende und sinkende Kurve, die die Windenergie beschreibt, mit tendenziell etwas mehr Einspeisung im Winter- als im Sommerhalbjahr. <\/span><\/li>\n<\/ul>\n
Standardisierte Renewable Shapes basieren auf Wettermodellen des <\/span><\/span>Europ\u00e4ischen Zentrums f\u00fcr mittelfristige Wettervorhersagen (ECMWF)<\/a> und geben t\u00e4glich die Prognose f\u00fcr die Stromproduktion einer durchschnittlichen deutschen Wind- oder PV-Anlage am Folgetag wider. Aus diesen Prognosen wiederum lassen sich Indizes f\u00fcr Preisprognosen am Day-Ahead-Markt errechnen.<\/span><\/p>\nLiquide PPAs haben oft die Bepreisungsstruktur eines CfD-PPAs. Als Underlying werden Indizes herangezogen, die die im Day-Ahead prognostizierten Ertragsm\u00f6glichkeiten f\u00fcr die verschiedenen Erzeugungsarten abbilden.<\/p>\n
Solche Indizes f\u00fcr Ertragsprognosen f\u00fcr Wind und PV werden auf Basis einer nachvollziehbaren Methodologie ermittelt, die sich wiederum anerkannter Wetter- und Verbrauchsprognosen bedient. Die wichtigsten Modelle daf\u00fcr sind die sogenannten Renewable Shapes (s. Kasten oben) \u2013 das sind die typischen Erzeugungsprofile von Solar- und Windstrom \u2013 sowie empirische Netzlastprofile als Nachfrageprognose. Aus der Kombination lassen sich auch Strompreisprognosen ablesen.<\/p>\n
CfDs mit einem solchen Index als Underlying senken einerseits das Preisrisiko der Sicherungsnehmer erheblich. Gleichzeitig treten durch die Standardisierung die Sicherungsgeber in einen Wettbewerb, der dem Sicherungsnehmer bessere Preise sichert. Zudem bilden sie eine transparente Basis f\u00fcr Differenzzahlungen.<\/p>\n
FPAs \u2013 Flexibility Purchase Agreements oder virtuelle Batterie<\/h3>\n
Ein FPA, auch virtuelle Batterie genannt, ist kein physischer Energiespeicher<\/a>. Stattdessen werden durch Vernetzung und Steuerung vieler dezentraler Energieanlagen Lasten verschoben und dadurch eine Speicherwirkung simuliert. Unter diesen Anlagen k\u00f6nnen auch physische Stromspeicher sein. Dies ist sogar recht h\u00e4ufig der Fall, aber keine Voraussetzung daf\u00fcr, dass ein Anlagenpool als virtuelle Batterie betrieben wird.<\/p>\nAus Sicht des Betreibers ist eine virtuelle Batterie ein Instrument zur Erzielung von Arbitragegewinnen<\/a>, das er gleichzeitig als Sicherungsgeber zum Hedging verwenden kann. Durch das Flexibilit\u00e4tsmanagement der gepoolten Anlagen kann er tats\u00e4chliche Stromverbr\u00e4uche von Abnehmern rechnerisch zwischen verschiedenen Zeitfenstern verschieben. So k\u00f6nnen sehr hohe Strompreise vermieden werden. Um dies wieder auszugleichen, muss der Kunde aber auch auf extrem niedrige Preise verzichten. Die Preiswirkung f\u00fcr den Sicherungsnehmer \u00e4hnelt also der eines CfDs.<\/p>\nBeispiel f\u00fcr kombiniertes Hedging bei einem Versorger<\/h2>\n
Die Stadtwerke Neustadt versorgen rund 50.000 Haushalte und Unternehmen mit Strom. Sie haben eine Grundlast von 20 Megawatt (MW). Dies entspricht \u00fcber 24 Stunden an 365 Tagen hinweg einer Gesamtstrommenge von 175,2 Gigawattstunden (GWh). An Wochentagen steigt der Verbrauch regelm\u00e4\u00dfig auf bis zu 30 MW an. Der Peakload-Tarif gilt an Wochentagen von 8 bis 20 Uhr. Die zus\u00e4tzlichen 10 MW in dieser Zeit bedeuten also eine Strommenge von rund 31 GWh. Bisher hat das Beschaffungsmanagement den Bedarf mit Quartals-Futures im Baseload-Tarif \u00fcber 20 MW und einem Peakload-Tarif \u00fcber 10 MW abgedeckt.<\/p>\n
Die Bilanzkreisverantwortung hat man an einen externen Stromtrader ausgelagert. Dieser hat die Aufgabe, abweichende Strommengen an der Stromb\u00f6rse zu Spotmarktpreisen hinzu- oder abzukaufen.<\/p>\n
![\"Graph](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/06\/Base-Peak-Deckung-scaled.png\" "\\"Beschaffung")
<\/span><\/p>\nBaseload- und Peakload-Lieferungen decken zusammen den Bedarf grob ab. Versorgungsl\u00fccken oder -\u00fcbersch\u00fcsse m\u00fcssen anderweitig ausgeglichen werden.<\/p>\n
Die Base-\/Peak-Futures sind wegen der Preisfixierung und den darin enthaltenen Risikoaufschl\u00e4gen relativ teuer. Deshalb \u00fcberlegt sich das Unternehmen die Beschaffungsstrategie zu \u00e4ndern: K\u00fcnftig will man von g\u00fcnstigen Wind- und Solar-PPAs profieren und sich mit virtuellen Batterien gegen das verbleibende Spotpreisrisiko absichern. Zudem zeichnet sich eine wachsende Flexibilisierung des Strombedarfs ab.<\/p>\n
Baseload-Deckung: Fixpreis-Hedge mit Wind-PPA<\/h3>\n
Als Unternehmen der \u00f6ffentlichen Hand k\u00f6nnen die Stadtwerke sich kein allzu starkes Preis-Exposure leisten. Deshalb w\u00e4hlen sie zur Deckung der Grundlast ein Windenergie-PPA f\u00fcr 70 MW \u00fcber 3 Jahre mit einem konstanten Preis von 60\u202fEUR\/MWh.<\/p>\n
Solche Windparks liefern \u2013 \u00fcber das Jahr aufsummiert \u2013 2500 Vollaststunden. Damit w\u00e4re also der Grundlast-Stromverbrauch der Stadtwerke von 175 GWh abgedeckt. Jedoch gibt es nat\u00fcrlich Situationen, in denen der Windpark tats\u00e4chlich 70 MW liefert, und damit deutlich mehr Strom als die von den Stadtwerken ben\u00f6tigten 20 MW. Auf der anderen Seite wird es Situationen geben, in denen der Windpark zu wenig Strom produziert, um die Grundlast zu decken.<\/p>\n
In diesen Situationen ist es Aufgabe des Stromh\u00e4ndlers der Stadtwerke, das Lastprofil durch Verk\u00e4ufe beziehungsweise Nachk\u00e4ufe am Spotmarkt auszugleichen.<\/p>\n
Obwohl der mengenm\u00e4\u00dfige Stromverbrauch also oft nicht mit der Produktion \u00fcbereinstimmt, sind die Stadtwerke auf diese Weise vor dem Risiko gesch\u00fctzt, dass die allgemeinen Marktpreise mittelfristig ansteigen: Die Erh\u00f6hung des Preisniveaus gleicht sich \u00fcber Zu- und Verk\u00e4ufe am Spotmarkt aus.<\/p>\n
Peakload-Deckung: Fixpreis-Hedge mit Solar-PPA<\/h3>\n
Zur Deckung der Tageslast w\u00e4hlen die Verantwortlichen einen Solar-PPA f\u00fcr 31 MW mit Pay-as-Forecast-Lieferungen und einer Laufzeit von 3 Jahren. Das PPA beinhaltet einen Fixpreis mit einem Basispreis von 45 EUR\/MWh. Anzunehmen sind f\u00fcr eine solche PV-Anlage rechnerisch 1000 Volllaststunden.<\/p>\n
Dies deckt sich genau mit dem Peakload-Zeitraum eines Jahres (12 Stunden x 5 Tage x 52 Wochen = 1000 Stunden). Das Solar-PPA d\u00fcrfte also genau die ben\u00f6tigte Menge Strom abdecken. Allerdings kommt auch PV-Strom nicht in jedem Augenblick in der richtigen Menge. Der von den Stadtwerken beauftragte Stromh\u00e4ndler muss also auch hier L\u00fccken am Sportmarkt f\u00fcllen und \u00dcbersch\u00fcsse abverkaufen.<\/p>\n
Trotz des PPAs \u00fcber 45 EUR\/MWh tragen die Stadtwerke also ein gewisses Preisrisiko. Denn wie viel der Strom kostet, den der H\u00e4ndler \u2013 typischerweise f\u00fcr den fr\u00fchen Morgen und den Abend \u2013 hinzukaufen muss, entscheidet sich erst an den Spotm\u00e4rkten. Das Gleiche gilt f\u00fcr die Preise, die der \u00fcbersch\u00fcssige Strom erzielt, dessen Abverkauf vor allem in den Mittagsstunden anstehen wird.<\/p>\n
Residuallast-Deckung: Spotmarkt + virtuelle Batterie<\/h3>\n
Mit ihren Hedges in Form der beiden PPAs haben die Stadtwerke bereits einen Gro\u00dfteil ihres Marktpreisrisikos abgesichert. Das Wind-PPA deckt den Grundlast-Jahresbedarf von 175 GWh ab, das Solar-PPA den Peakload-Bedarf von 31 GW pro Jahr \u2013 und zwar zu niedrigen Preisen, verglichen mit herk\u00f6mmlichen Terminmarktprodukten.<\/p>\n
Wenn sich also das allgemeine Strompreisniveau verdoppelt, kann den Stadtwerken nichts passieren. Sie m\u00fcssen dann zwar Strom, der zu bestimmten Zeiten fehlt, teuer nachkaufen, erhalten aber auch f\u00fcr die \u00dcbersch\u00fcsse, die zu anderen Zeitpunkten anfallen, h\u00f6here Preise im Verkauf.<\/p>\n
Doch selbst wenn sich das allgemeine Preisniveau nicht \u00e4ndert, bleibt den Stadtwerken ein sogenanntes Residualpreisrisiko. Das ist das Risiko, dass sie die \u00fcberproduzierten Mengen aus den PPAs zu niedrigeren Marktpreisen verkaufen m\u00fcssen, als der Strom kostet, den sie zu anderen Zeiten nachkaufen m\u00fcssen.<\/p>\n
Dieses Risiko sichern sie mit einer virtuellen Batterie ab. Die 20 MW virtuelle Batterie entnimmt in der g\u00fcnstigsten Stunde des Tages (oft wenn viel Sonne scheint) immer 20 MWh Stunden Strom und liefert sie zur teuersten Stunde wieder an die Stadtwerke. F\u00fcr diesen Flexibilit\u00e4tsservice verlangen die Anbieter der virtuellen Batterie einen Fixpreis in H\u00f6he von 140 EUR\/MWh.<\/p>\n
Rechenbeispiel: So wirken die Hedges in Summe <\/h3>\n
An einem sonnigen und nicht sehr windigen Tag produziert der PV-Park zwischen 13 und 14 Uhr 20 MWh, der Windpark liefert weitere 30 MWh. Insgesamt erhalten die Stadtwerke also 50 MWh \u2013 also 20 MWh mehr als zu dieser Zeit ben\u00f6tigt. Der Strompreis liegt aufgrund der hohen Einspeisung der Erneuerbaren bei 0 EUR\/MWh.<\/p>\n
Am Abend zwischen 19 und 20 Uhr ist die Nachfrage immer noch bei 30 MWh, aber der Wind ist abgeflaut und liefert nur 10 MWh, die Sonne ist bereits untergegangen und die PV liefert keinen Strom. Dem Stadtwerk fehlen also jetzt in dieser Stunde 20 MWh. Die Megawattstunde im Spothandel kostet nun 340 Euro.<\/p>\n
Ohne virtuelle Batterie m\u00fcsste der H\u00e4ndler also am Mittag 20 MWh am Spotmarkt \u201everschenken\u201c, um dieselbe Menge am Abend zu einem Preis von 340 EUR\/MWh nachzukaufen. In Summe h\u00e4tten Verkauf und Nachkauf am Spotmarkt die Stadtwerke an dem Tag also 6800 Euro gekostet.<\/p>\n
So aber \u201eladen\u201c die Stadtwerke die virtuelle Batterie am Mittag mit 20 MWh zu 0 EUR\/MWh. In der teuren Abendstunde verkaufen sie die 20 MWh f\u00fcr 340 EUR\/MWh (6800 Euro) wieder. Bezahlen m\u00fcssen sie aber nur den Fixpreis von 140 EUR\/MWh f\u00fcr die virtuelle Batterie sowie die 45 EUR\/MWh aus dem Solar-PPA \u2013 in Summe also 185 EUR\/MWh, sprich: 3700 Euro. Dem steht der Handelsgewinn am Spotmarkt von 6800 Euro entgegen. Die Stadtwerke haben mit diesen beiden Stunden also einen Gewinn von 3100 Euro gemacht.<\/p>\n
![\"Absicherung](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/06\/Virtuelle-Batterie-Absicherung.png\" "\\"Residuallast-Deckung")
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Hedges sind von Versicherungsprodukten zu unterscheiden. Ein wichtiger Unterschied: Die Leistungspflicht des Sicherungsgebers h\u00e4ngt beim Hedging nicht von den Umst\u00e4nden ab, unter denen das versicherte Ereignis eintritt. Daher ist die Haftungsfrage bei Hedges meist unstrittig.<\/p>\n
Gewinne erzielen Sicherungsgeber, indem sie ihre Marktexpertise nutzen, um mit dem An- und Verkauf des jeweiligen Produkts (Wertpapiere, Devisen, Strom) Gewinne zu erzielen. Hinzu kommt meist ein prozentualer Risikoaufschlag auf das Volumen des zugrundeliegenden Gesch\u00e4fts.<\/p>\n
Bekannt geworden ist der Begriff im Kontext der Finanzm\u00e4rkte (z.B. bei Aktien, Bonds, Devisen), er wird aber auch in Rohstoff- und Energiem\u00e4rkten f\u00fcr vergleichbare Gesch\u00e4fte verwendet. Hier ist er besonders relevant in liberalisierten Stromm\u00e4rkten, in denen Erzeuger und Verbraucher nicht mehr zu fixen Preisen agieren. Dadurch sind sie beide in \u00e4hnlichem Ma\u00dfe marktwirtschaftlichen Schwankungen ausgesetzt.<\/p>\n
Der Begriff Hedging ist teilweise negativ konnotiert, weil sogenannte Hedgefonds am Finanzmarkt teilweise genutzt wurden, um Hochrisikopapiere zu \u201everstecken\u201c. Tats\u00e4chlich kann Hedging aber auch zur Markttransparenz beitragen, weil die Risikoaufschl\u00e4ge als Indikator f\u00fcr Marktrisiken dienen.<\/p>\n
Typische Hedging-Instrumente im Strommarkt sind langfristige Stromliefervertr\u00e4ge wie PPAs (Power Purchase Agreements) oder FPAs (Flexibility Purchase Agreements), auch virtuelle Batterie genannt, sowie Terminmarktprodukte wie Forwards und Futures.<\/p>\n
Ihr H\u00e4ndler f\u00fcr erneuerbare Energien und Batteriespeicher<\/h2>\n
Dank unserer Handelserfahrung und Prognosetechnologie k\u00f6nnen wir gro\u00dfe Portfolios an erneuerbaren und flexiblen Energien zu wettbewerbsf\u00e4higen Preisen bewirtschaften. <\/span> Mehr erfahren<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n Die Vertragspartner beim Hedging werden in zwei Seiten unterteilt: die Sicherungsnehmer, die ein finanzielles Risiko abgeben m\u00f6chten, und die Sicherungsgeber, die das Risiko an sich nehmen. Im Englischen spricht man hier auch vom \u201eRisk Warehousing\u201c (Deutsch: Risiko-Lagerhaltung).<\/p>\n Hedging im engeren Sinne bedeutet, dass der Sicherungsnehmer ein finanzielles Risiko nicht vollst\u00e4ndig abgibt, sondern durch geeignete Gesch\u00e4fte reduziert beziehungsweise kompensiert. 100-prozentige Preisfixierungen, wie sie auf dem Strommarkt jahrzehntelang \u00fcblich waren, sind also streng genommen kein Hedging.<\/p>\n F\u00fcr Stromverbraucher hat ein Fixpreis jedoch einen Hedging-Effekt. Denn mit solchen Vertr\u00e4gen tr\u00e4gt der Lieferant das finanzielle Risiko der Schwankungen des B\u00f6rsenstrompreises<\/a>. Allerdings werden Stromverbraucher zunehmend auch in echten Hedging-Gesch\u00e4ften zu Sicherungsnehmern. Seit Anfang 2025 m\u00fcssen Stromanbieter n\u00e4mlich Gewerbe- und sogar Privatkunden volldynamische Stromtarife anbieten und gew\u00e4hren, wenn sie die technischen Voraussetzungen f\u00fcr die n\u00f6tige Messfrequenz mitbringen.<\/p>\n Verbraucher, die Mitte 2021 einen Fixpreisvertrag f\u00fcr zwei Jahre abgeschlossen hatten, konnten sich gl\u00fccklich sch\u00e4tzen. Die Turbulenzen, die den B\u00f6rsenstrompreis in den n\u00e4chsten zwei Jahren in ungeahnte H\u00f6hen treiben sollten, schlugen sich in ihren Rechnungen nicht nieder. Die Versorger hingegen mussten horrende B\u00f6rsenpreise zahlen, um ihre Lieferverpflichtungen zu erf\u00fcllen, wenn sie nicht selbst Hedging-Gesch\u00e4fte abgeschlossen hatten. <\/p>\n Daher verwunderte es r\u00fcckblickend nicht, dass <\/span>im Jahr 2022 besonders viele Stromanbieter Insolvenz<\/a><\/span> anmeldeten \u2013 sie hatten sich zu g\u00fcnstigen Fixpreisen verpflichtet, mussten jedoch pl\u00f6tzlich zu extrem hohen Preisen an der B\u00f6rse einkaufen. Den \u00dcbriggebliebenen ging es danach umso besser, denn das Risiko \u2013 in der Wirtschaft ein Synonym f\u00fcr eine neutrale statistische Ungewissheit \u2013 wurde ab Mitte 2022 zur Chance: Hohe Endkundenpreise gekoppelt mit fallenden B\u00f6rsenstrompreisen zeitigten erkleckliche Margen. Mit einem solchen Tarif orientiert sich der Endkundenpreis direkt am jeweils g\u00fcltigen Spotmarktpreis und variiert entsprechend im Verlauf eines Tages teils enorm. Wer einen flexiblen Bedarf hat, kann damit zum Beispiel \u2013 auch ohne eigene PV-Anlage \u2013 von niedrigen Strompreise an sonnigen Tagen profitieren. Auf der anderen Seite des Marktes stehen die Stromerzeuger mit ganz \u00e4hnlichen Risiken. Sie haben zwar im Zweifel die gr\u00f6\u00dfere Marktexpertise als Verbraucher, das Wetter der n\u00e4chsten Jahre aber k\u00f6nnen auch sie nicht vorhersagen. Und genau davon h\u00e4ngt der Strompreis in einem Markt mit gro\u00dfen Anteilen erneuerbarer Energie ma\u00dfgeblich ab. Deshalb ist auch f\u00fcr sie ungewiss, wie viel Geld sie in der Zukunft am Spotmarkt f\u00fcr eine Megawattstunde ihres Stroms erhalten.<\/p>\n Hinzu kommt das Produktionsrisiko \u2013 also die Ungewissheit, wie viel Strom sie \u00fcberhaupt erzeugen werden. Zum einen h\u00e4ngt das vom Strombedarf ab. Und dieser wird wiederum von einer Vielzahl Faktoren beeinflusst wird, darunter die allgemeine Konjunktur und das Voranschreiten der Elektrifizierung der Wirtschaft.<\/p>\n Zum anderen h\u00e4ngt die Produktion der einzelnen Erzeuger vom Wetter ab. Wind- und Solarenergieanlagen k\u00f6nnen eben nur produzieren, wenn diese Energiequellen verf\u00fcgbar sind. Konventionelle Erzeuger m\u00fcssen zudem Rohstoffpreise und \u2013 zumindest in der EU \u2013 die Preise f\u00fcr Emissionszertifikate einkalkulieren.<\/p>\n Gegen all diese Risiken sind Hedges m\u00f6glich. Dieser Artikel konzentriert sich aber auf Hedging-Vertr\u00e4ge, die den Handel mit erneuerbar erzeugtem Strom betreffen.<\/p>\n Das Preisrisiko von Versorgungsunternehmen wie Stadtwerken und privaten Stromanbietern war lange Zeit vergleichbar mit dem gro\u00dfer Verbraucher. Dabei gibt es einen entscheidenden Unterschied: Versorger k\u00f6nnen ihren Bedarf nur sehr begrenzt bestimmen, da die Verbrauchsmuster ma\u00dfgeblich vom Verhalten ihrer Kunden abh\u00e4ngen.<\/p>\n Direkte Steuerungsm\u00f6glichkeiten haben allenfalls Stadtwerke, die eigene Stromerzeugungsanlagen betreiben oder einen signifikanten Eigenbedarf haben, etwa weil sie ein Fernw\u00e4rmenetz mit einer Gro\u00dfw\u00e4rmepumpe betreiben. Damit k\u00f6nnten sie durch die Verlagerung des Verbrauchs (Load-Shifting) hinein in Zeiten niedriger Spotmarktpreise profitieren.<\/p>\n Durch die neue Pflicht zum Anbieten volldynamischer Stromtarife k\u00f6nnen Stromanbieter ihr Preisrisiko allerdings teilweise an Kunden weitergeben.<\/p>\n Auch die Betreiber von Batteriespeichern<\/a> (Battery Energy Storage Systems \u2013 BESS) und Pumpspeicherkraftwerken tragen gewisserma\u00dfen die Risiken beider Seiten. Denn sie kaufen und verkaufen Strom. Ihr Vorteil: Sie k\u00f6nnen sich viel st\u00e4rker aussuchen, wann sie Strom kaufen und einspeichern und wann sie ihn wieder verkaufen und ausspeichern. Ihr gr\u00f6\u00dftes Risiko sind daher kleine Spotmarkt-Spreads (Unterschiede zwischen Strompreisen zu verschiedenen Tageszeiten). Doch auch dieses ist ein Preisrisiko, das sich durch Hedging begrenzen l\u00e4sst.<\/p>\n Je nach Liefervertrag halten Stromerzeuger einen erheblichen Teil des Preisrisikos. Das ist etwa dann der Fall, wenn er sich verpflichtet, seinem Abnehmer eine bestimmte Menge Strom zu einem bestimmten Preis zu verkaufen. Erzeugt er dann selbst zu wenig, muss er den Strom am Spotmarkt kaufen, um ihn zu liefern. Dieses B\u00f6rsenpreis-Risiko nimmt er seinem Kunden dann ab.<\/p>\n So erging es Beispielsweise dem staatlichen Atomstrom-Produzenten EDF aus Frankreich im Jahr 2022<\/a>. Er hatte f\u00fcr das Jahr bereits gro\u00dfe Liefermengen zu einem niedrigen Fixpreis verkauft. Dann aber fielen ausgerechnet im Rekordpreisjahr Kraftwerke aus, sodass EDF die fehlenden Mengen teuer am Spotmarkt zukaufen musste.<\/p>\n Stromkonzerne und Gro\u00dfverbraucher haben teilweise eigene Stromhandelsabteilungen oder gar -gesellschaften, die auch das Hedging f\u00fcr die Stromproduktion \u00fcbernehmen. Abgesehen von ihnen treten am Strommarkt haupts\u00e4chlich Stromh\u00e4ndler als Sicherungsgeber von Hedging-Vertr\u00e4gen auf.<\/p>\n Die Trader agieren zwischen Erzeugern, Speichern und Verbrauchern, indem sie die Erzeugungsl\u00fccken einzelner Akteure mit \u00dcbersch\u00fcssen anderer ausgleichen. Auf diese Weise erzielen sie nicht nur Handelsgewinne, sie gl\u00e4tten auch die Bilanzkreise, sodass sich Stromangebot und -nachfrage stets die Waage halten. Diese Marktexpertise nutzen sie auch, um Preisrisiken von Sicherungsnehmern im jeweils gew\u00fcnschten Ma\u00dfe zu \u00fcbernehmen.<\/p>\n Eine der wichtigsten Aufgaben von Tradern ist demnach das Risk Warehousing: Sie \u00fcbernehmen Preisrisiken vieler unterschiedlicher Parteien, die bereit sind, daf\u00fcr eine Risikopr\u00e4mie zu zahlen. Gleichzeitig finden sie andere Counterparts, die diese Risiken wiederum \u00fcbernehmen.<\/p>\n \u00c4hnlich wie auf dem Wertpapiermarkt gibt es auch auf dem Strommarkt verschiedene Instrumente zur \u00dcbertragung von Preisrisiken. Solche Vertr\u00e4ge werden in aller Regel over-the-counter (OTC)<\/a>, also bilateral, f\u00fcr ein oder mehrere Jahre geschlossen. Es gibt aber auch standarisierte Futures, die \u00fcber Stromb\u00f6rsen gehandelt werden. Dabei handelt es sich im Regelfall um sogenannte Base- und Peakload<\/a>-Kontrakte. Baseload <\/strong>bezeichnet die Last, die \u00fcber einen bestimmten Zeitraum hinweg nie unterschritten wird. Baseload-Liefervertr\u00e4ge beinhalten dementsprechend die Lieferung einer konstanten Strommenge, die \u00fcber einen bestimmten Zeitraum (z.\u202fB. ein Quartal oder ein Jahr) hinweg zu jeder Stunde des Tages geliefert wird. Dabei wird in der Regel auch ein fester Strompreis vereinbart, sodass Lieferant und Verbraucher f\u00fcr diesen Teil der Stromversorgung maximale Planungssicherheit haben.<\/p>\n Lange Zeit war eine Kombination aus Peak- und Baseload der Standard f\u00fcr gr\u00f6\u00dfere Stromverbraucher. Zudem war die Einteilung wichtig f\u00fcr die Stromproduktion, weil sich die Fahrweise der Kraftwerke danach richtete. Mit wachsendem Anteil volatiler Energiequellen tritt die Bedeutung von Peak- und Baseload in den Hintergrund, w\u00e4hrend die Flexibilisierung des Bedarfs und der Stromproduktion durch Residualkraftwerke (prinzipiell alles au\u00dfer Wind- und PV-Anlagen) wichtiger werden.<\/p>\n Ganz ausgedient haben Base- und Peakload-Produkte noch nicht. Zu sehen ist das insbesondere an den Terminm\u00e4rkten, wo Futures \u2013 also k\u00fcnftige Lieferungen mit einem Vorlauf zwischen 48 Stunden und sechs Jahren \u2013 mit genau dieser Unterscheidung angeboten werden. Analog dazu beinhaltet ein Peakload-Tarif eine feste Stromlieferung werktags zwischen 8:00 und 20:00 Uhr, also w\u00e4hrend der \u00fcblichen Betriebszeiten in Gewerbe und Industrie. Peakload-Produkte sind typischerweise teurer als Baseload-Produkte, da die Nachfrage in diesen Stunden h\u00f6her ist und die Stromproduktion dadurch an vielen Tagen tiefer in die Merit Order hineinreicht. Sprich: Es werden teurere Kraftwerke aktiviert, um den Bedarf zu decken.<\/p>\n Die meisten langfristigen Liefervertr\u00e4ge werden OTC geschlossen. Futures werden aber auch an der B\u00f6rse gehandelt. Dort ist zu sehen, wie sich die Preise im Lauf der Zeit ver\u00e4ndern. Sie sind \u2013 dem Gesetz der gro\u00dfen Zahl folgend \u2013 weit weniger volatil als Sportmarktpreise, schlie\u00dflich spiegeln sie die Prognosen f\u00fcr k\u00fcnftige Durchschnittspreise.<\/p>\n Dennoch k\u00f6nnen regulatorische Eingriffe, Konjunkturentwicklungen oder geopolitische Ereignisse den Preisverlauf auch bei Futures erheblich beeinflussen. So schossen im Verlauf des Jahres 2022 kurzzeitig die Futures f\u00fcr 2023<\/a> auf fast 1000 Euro pro Megawattstunde (EUR\/MWh), getrieben von den Verwerfungen, die dem Gro\u00dfangriff Russlands auf die Ukraine folgten.<\/p>\n Der Preisverlauf der Baseload-Futures w\u00e4hrend der Jahre 2022 und 2023 macht deutlich, warum Rolling Hedges zur Risikostreuung geeignet sind. | Quelle: EEX via Energy Charts \/ Fraunhofer-Institut f\u00fcr Solare Energiesysteme ISE<\/p>\n Eine wichtige Strategie, die Wirkung solcher Entwicklungen abzumildern, sind sogenannte Rolling Hedges. Dabei gehen Marktakteure nicht einmalig eine Preisabsicherung f\u00fcr einen langen Zeitraum ein, sondern in Tranchen, die sie schrittweise und regelm\u00e4\u00dfig erneuern.<\/p>\n Ein Beispiel: Ein Versorger k\u00f6nnte zu Beginn jedes Quartals ein F\u00fcnftel des Baseload-Bedarfs desselben Quartals der folgenden f\u00fcnf Jahre einkaufen. Demnach h\u00e4tte er den Bedarf des 3. Quartals 2025 zu jeweils 20 % an Handelstagen im Juli der Jahre 2020 bis 2024 gedeckt.<\/p>\n Rolling Hedges erh\u00f6hen zwar den Aufwand der Strombeschaffung. Sie reduzieren aber das Risiko erheblich, zu einem \u2013 im Nachhinein erkennbar \u2013 ung\u00fcnstigen Zeitpunkt den gesamten Bedarf zu fixieren. Im obigen Beispiel h\u00e4tte der Versorger also nur 20 % seines Baseload-Bedarfs f\u00fcr Juli bis September 2025 im extrem teuren Juli 2022 gekauft. Das ist schmerzlich genug, h\u00e4tte ihn aber vor einer die Existenz gef\u00e4hrdenden Notlage bewahren k\u00f6nnen.<\/p>\n Ein Power Purchase Agreement (PPA)<\/a> ist ein Stromabnahmevertrag zwischen einem Betreiber einer Wind- oder Solaranlage und einem Abnehmer. Letzteres kann beispielsweise ein Gro\u00dfverbraucher, ein Energieversorger oder ein Direktvermarkter sein, der den Strom weiterverkauft \u2013 m\u00f6glicherweise ebenfalls im Rahmen eines PPAs.<\/p>\n In der Regel betr\u00e4gt die Laufzeit eines PPAs mehrere Jahre oder sogar Jahrzehnte. Dabei gibt es etliche Gestaltungsm\u00f6glichkeiten. Und fast immer wird das Preisrisiko, das \u201evon Natur aus\u201c beide Vertragsparteien haben, neu gewichtet.<\/p>\n Anlagenbetreiber schlie\u00dfen PPAs ab, um ihre Investition gegen Marktpreisrisiken, also fallende Marktwerte f\u00fcr Wind- und Solarstrom abzusichern oder auch um von hohen Preisen zu profitieren. H\u00e4ufig werden sie von Fremdkapitalgebern wie Banken oder Private-Equity-Firmen dazu verpflichtet.<\/p>\n Ein wichtiges Instrument f\u00fcr die Verlagerung des Preisrisikos ist der Contract for Difference (CfD). Dabei wird ein Basispreis (Underlying) vereinbart, der dann faktisch f\u00fcr einen der Vertragspartner zum Strompreis wird. Das funktioniert so, dass der Sicherungsgeber dem Sicherungsnehmer die (positive oder negative) Differenz zwischen B\u00f6rsenstrompreis und Basispreis zahlt.<\/p>\n Alternativ kann ein CfD mit Preiskorridor vereinbart werden, der zwischen einem Minimal- und einem Maximalpreis verl\u00e4uft. F\u00fcr den Sicherungsnehmer (in der Regel der Abnehmer) gilt dann der B\u00f6rsenstrompreis, solange er innerhalb des Korridor liegt. Verl\u00e4sst der Spotmarktpreis den Korridor, greifen Minimal- beziehungsweise Maximalpreis.<\/p>\n So k\u00f6nnen sich \u2013 vor allem \u2013 Solarpark-Betreiber beispielsweise gegen die teils negativen Strompreise in den Mittagsstunden sch\u00fctzen. Im Gegenzug entgehen ihnen gute Gesch\u00e4fte, wenn Teile des Netzgebiets bew\u00f6lkt sind und Flaute herrscht. Bei einem CfD-PPA sind also beide Seiten Sicherungsgeber und -nehmer. Einige EU-Staaten f\u00f6rdern auf diese Weise die Nutzung Erneuerbarer Energien.<\/p>\n Ein weiteres Unterscheidungsmerkmal ist die Art der Stromlieferung. Sie kann physisch oder synthetisch erfolgen.<\/p>\n Physische Stromlieferungen k\u00f6nnen \u201eonsite\u201c erfolgen. In dem Fall besteht eine direkte Stromverbindung zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen. Das \u00f6ffentliche Stromnetz wird dann nicht benutzt.<\/p>\n H\u00e4ufiger wird der Strom aber nicht dort erzeugt, wo er verbraucht wird. Erfolgen Einspeisung und Entnahme zeitgleich nach Fahrplan, spricht man dennoch von einem physischen PPA<\/a> \u2013 obwohl es aus physikalischer Sicht Unsinn ist, in diesem Fall von einer physischen Lieferung zu sprechen. Schlie\u00dflich l\u00e4sst sich der Strom zweier Anlagen nicht mehr unterscheiden, sobald er einmal im \u00f6ffentlichen Netz flie\u00dft.<\/p>\n Die Stromlieferungen werden anschlie\u00dfend bilanziell miteinander verrechnet. Auf diese Weise k\u00f6nnen Industriebetriebe in Nordrhein-Westfalen Strom aus einem Offshore-Windpark beziehen.<\/p>\n Auch bei virtuellen PPAs<\/a> werden Erzeugung und Verbrauch bilanziell miteinander verrechnet. Hier sind Einspeisung und Entnahme aber nicht direkt aneinander gekoppelt.<\/p>\n Bei allen genannten Arten des Hedgings kann ein Stromh\u00e4ndler zwischengeschaltet sein. H\u00e4ufig fungiert er dann gleichzeitig als Sicherungsgeber f\u00fcr Erzeuger und Abnehmer. Eine besondere Art von Hedging, die im Grunde nur mit Zwischenh\u00e4ndler m\u00f6glich ist, sind liquide PPAs<\/a>. Das sind langfristig vereinbarte Stromlieferungen, die aber auf H\u00e4ndlerplattformen (wie enmacc<\/a>) und teilweise auch an Stromb\u00f6rsen liquide gehandelt werden k\u00f6nnen. <\/p>\n Man kann dies durchaus vergleichen mit Wertpapieren: Die zugrunde liegenden Werte\/PPAs bleiben dieselben. Sie k\u00f6nnen aber ohne viel Aufwand von einem auf einen anderen Marktteilnehmer \u00fcbertragen werden. Also ohne, dass Vertr\u00e4ge gek\u00fcndigt oder neu ausgehandelt und unterzeichnet werden m\u00fcssten. Und \u00e4hnlich wie bei Wertpapieren kann die Lieferungen \u201ephysisch\u201c oder synthetisch erfolgen.<\/p>\n Mit Renewable Shapes sind die typischen Einspeiseprofile der erneuerbaren Energiequellen Wind und Sonne gemeint:<\/span><\/p>\n Standardisierte Renewable Shapes basieren auf Wettermodellen des <\/span><\/span>Europ\u00e4ischen Zentrums f\u00fcr mittelfristige Wettervorhersagen (ECMWF)<\/a> und geben t\u00e4glich die Prognose f\u00fcr die Stromproduktion einer durchschnittlichen deutschen Wind- oder PV-Anlage am Folgetag wider. Aus diesen Prognosen wiederum lassen sich Indizes f\u00fcr Preisprognosen am Day-Ahead-Markt errechnen.<\/span><\/p>\n Liquide PPAs haben oft die Bepreisungsstruktur eines CfD-PPAs. Als Underlying werden Indizes herangezogen, die die im Day-Ahead prognostizierten Ertragsm\u00f6glichkeiten f\u00fcr die verschiedenen Erzeugungsarten abbilden.<\/p>\n Solche Indizes f\u00fcr Ertragsprognosen f\u00fcr Wind und PV werden auf Basis einer nachvollziehbaren Methodologie ermittelt, die sich wiederum anerkannter Wetter- und Verbrauchsprognosen bedient. Die wichtigsten Modelle daf\u00fcr sind die sogenannten Renewable Shapes (s. Kasten oben) \u2013 das sind die typischen Erzeugungsprofile von Solar- und Windstrom \u2013 sowie empirische Netzlastprofile als Nachfrageprognose. Aus der Kombination lassen sich auch Strompreisprognosen ablesen.<\/p>\n CfDs mit einem solchen Index als Underlying senken einerseits das Preisrisiko der Sicherungsnehmer erheblich. Gleichzeitig treten durch die Standardisierung die Sicherungsgeber in einen Wettbewerb, der dem Sicherungsnehmer bessere Preise sichert. Zudem bilden sie eine transparente Basis f\u00fcr Differenzzahlungen.<\/p>\n Ein FPA, auch virtuelle Batterie genannt, ist kein physischer Energiespeicher<\/a>. Stattdessen werden durch Vernetzung und Steuerung vieler dezentraler Energieanlagen Lasten verschoben und dadurch eine Speicherwirkung simuliert. Unter diesen Anlagen k\u00f6nnen auch physische Stromspeicher sein. Dies ist sogar recht h\u00e4ufig der Fall, aber keine Voraussetzung daf\u00fcr, dass ein Anlagenpool als virtuelle Batterie betrieben wird.<\/p>\n Aus Sicht des Betreibers ist eine virtuelle Batterie ein Instrument zur Erzielung von Arbitragegewinnen<\/a>, das er gleichzeitig als Sicherungsgeber zum Hedging verwenden kann. Durch das Flexibilit\u00e4tsmanagement der gepoolten Anlagen kann er tats\u00e4chliche Stromverbr\u00e4uche von Abnehmern rechnerisch zwischen verschiedenen Zeitfenstern verschieben. So k\u00f6nnen sehr hohe Strompreise vermieden werden. Um dies wieder auszugleichen, muss der Kunde aber auch auf extrem niedrige Preise verzichten. Die Preiswirkung f\u00fcr den Sicherungsnehmer \u00e4hnelt also der eines CfDs.<\/p>\n Die Stadtwerke Neustadt versorgen rund 50.000 Haushalte und Unternehmen mit Strom. Sie haben eine Grundlast von 20 Megawatt (MW). Dies entspricht \u00fcber 24 Stunden an 365 Tagen hinweg einer Gesamtstrommenge von 175,2 Gigawattstunden (GWh). An Wochentagen steigt der Verbrauch regelm\u00e4\u00dfig auf bis zu 30 MW an. Der Peakload-Tarif gilt an Wochentagen von 8 bis 20 Uhr. Die zus\u00e4tzlichen 10 MW in dieser Zeit bedeuten also eine Strommenge von rund 31 GWh. Bisher hat das Beschaffungsmanagement den Bedarf mit Quartals-Futures im Baseload-Tarif \u00fcber 20 MW und einem Peakload-Tarif \u00fcber 10 MW abgedeckt.<\/p>\n Die Bilanzkreisverantwortung hat man an einen externen Stromtrader ausgelagert. Dieser hat die Aufgabe, abweichende Strommengen an der Stromb\u00f6rse zu Spotmarktpreisen hinzu- oder abzukaufen.<\/p>\n Baseload- und Peakload-Lieferungen decken zusammen den Bedarf grob ab. Versorgungsl\u00fccken oder -\u00fcbersch\u00fcsse m\u00fcssen anderweitig ausgeglichen werden.<\/p>\n Die Base-\/Peak-Futures sind wegen der Preisfixierung und den darin enthaltenen Risikoaufschl\u00e4gen relativ teuer. Deshalb \u00fcberlegt sich das Unternehmen die Beschaffungsstrategie zu \u00e4ndern: K\u00fcnftig will man von g\u00fcnstigen Wind- und Solar-PPAs profieren und sich mit virtuellen Batterien gegen das verbleibende Spotpreisrisiko absichern. Zudem zeichnet sich eine wachsende Flexibilisierung des Strombedarfs ab.<\/p>\n Als Unternehmen der \u00f6ffentlichen Hand k\u00f6nnen die Stadtwerke sich kein allzu starkes Preis-Exposure leisten. Deshalb w\u00e4hlen sie zur Deckung der Grundlast ein Windenergie-PPA f\u00fcr 70 MW \u00fcber 3 Jahre mit einem konstanten Preis von 60\u202fEUR\/MWh.<\/p>\n Solche Windparks liefern \u2013 \u00fcber das Jahr aufsummiert \u2013 2500 Vollaststunden. Damit w\u00e4re also der Grundlast-Stromverbrauch der Stadtwerke von 175 GWh abgedeckt. Jedoch gibt es nat\u00fcrlich Situationen, in denen der Windpark tats\u00e4chlich 70 MW liefert, und damit deutlich mehr Strom als die von den Stadtwerken ben\u00f6tigten 20 MW. Auf der anderen Seite wird es Situationen geben, in denen der Windpark zu wenig Strom produziert, um die Grundlast zu decken.<\/p>\n In diesen Situationen ist es Aufgabe des Stromh\u00e4ndlers der Stadtwerke, das Lastprofil durch Verk\u00e4ufe beziehungsweise Nachk\u00e4ufe am Spotmarkt auszugleichen.<\/p>\n Obwohl der mengenm\u00e4\u00dfige Stromverbrauch also oft nicht mit der Produktion \u00fcbereinstimmt, sind die Stadtwerke auf diese Weise vor dem Risiko gesch\u00fctzt, dass die allgemeinen Marktpreise mittelfristig ansteigen: Die Erh\u00f6hung des Preisniveaus gleicht sich \u00fcber Zu- und Verk\u00e4ufe am Spotmarkt aus.<\/p>\n Zur Deckung der Tageslast w\u00e4hlen die Verantwortlichen einen Solar-PPA f\u00fcr 31 MW mit Pay-as-Forecast-Lieferungen und einer Laufzeit von 3 Jahren. Das PPA beinhaltet einen Fixpreis mit einem Basispreis von 45 EUR\/MWh. Anzunehmen sind f\u00fcr eine solche PV-Anlage rechnerisch 1000 Volllaststunden.<\/p>\n Dies deckt sich genau mit dem Peakload-Zeitraum eines Jahres (12 Stunden x 5 Tage x 52 Wochen = 1000 Stunden). Das Solar-PPA d\u00fcrfte also genau die ben\u00f6tigte Menge Strom abdecken. Allerdings kommt auch PV-Strom nicht in jedem Augenblick in der richtigen Menge. Der von den Stadtwerken beauftragte Stromh\u00e4ndler muss also auch hier L\u00fccken am Sportmarkt f\u00fcllen und \u00dcbersch\u00fcsse abverkaufen.<\/p>\n Trotz des PPAs \u00fcber 45 EUR\/MWh tragen die Stadtwerke also ein gewisses Preisrisiko. Denn wie viel der Strom kostet, den der H\u00e4ndler \u2013 typischerweise f\u00fcr den fr\u00fchen Morgen und den Abend \u2013 hinzukaufen muss, entscheidet sich erst an den Spotm\u00e4rkten. Das Gleiche gilt f\u00fcr die Preise, die der \u00fcbersch\u00fcssige Strom erzielt, dessen Abverkauf vor allem in den Mittagsstunden anstehen wird.<\/p>\n Mit ihren Hedges in Form der beiden PPAs haben die Stadtwerke bereits einen Gro\u00dfteil ihres Marktpreisrisikos abgesichert. Das Wind-PPA deckt den Grundlast-Jahresbedarf von 175 GWh ab, das Solar-PPA den Peakload-Bedarf von 31 GW pro Jahr \u2013 und zwar zu niedrigen Preisen, verglichen mit herk\u00f6mmlichen Terminmarktprodukten.<\/p>\n Wenn sich also das allgemeine Strompreisniveau verdoppelt, kann den Stadtwerken nichts passieren. Sie m\u00fcssen dann zwar Strom, der zu bestimmten Zeiten fehlt, teuer nachkaufen, erhalten aber auch f\u00fcr die \u00dcbersch\u00fcsse, die zu anderen Zeitpunkten anfallen, h\u00f6here Preise im Verkauf.<\/p>\n Doch selbst wenn sich das allgemeine Preisniveau nicht \u00e4ndert, bleibt den Stadtwerken ein sogenanntes Residualpreisrisiko. Das ist das Risiko, dass sie die \u00fcberproduzierten Mengen aus den PPAs zu niedrigeren Marktpreisen verkaufen m\u00fcssen, als der Strom kostet, den sie zu anderen Zeiten nachkaufen m\u00fcssen.<\/p>\n Dieses Risiko sichern sie mit einer virtuellen Batterie ab. Die 20 MW virtuelle Batterie entnimmt in der g\u00fcnstigsten Stunde des Tages (oft wenn viel Sonne scheint) immer 20 MWh Stunden Strom und liefert sie zur teuersten Stunde wieder an die Stadtwerke. F\u00fcr diesen Flexibilit\u00e4tsservice verlangen die Anbieter der virtuellen Batterie einen Fixpreis in H\u00f6he von 140 EUR\/MWh.<\/p>\n An einem sonnigen und nicht sehr windigen Tag produziert der PV-Park zwischen 13 und 14 Uhr 20 MWh, der Windpark liefert weitere 30 MWh. Insgesamt erhalten die Stadtwerke also 50 MWh \u2013 also 20 MWh mehr als zu dieser Zeit ben\u00f6tigt. Der Strompreis liegt aufgrund der hohen Einspeisung der Erneuerbaren bei 0 EUR\/MWh.<\/p>\n Am Abend zwischen 19 und 20 Uhr ist die Nachfrage immer noch bei 30 MWh, aber der Wind ist abgeflaut und liefert nur 10 MWh, die Sonne ist bereits untergegangen und die PV liefert keinen Strom. Dem Stadtwerk fehlen also jetzt in dieser Stunde 20 MWh. Die Megawattstunde im Spothandel kostet nun 340 Euro.<\/p>\n Ohne virtuelle Batterie m\u00fcsste der H\u00e4ndler also am Mittag 20 MWh am Spotmarkt \u201everschenken\u201c, um dieselbe Menge am Abend zu einem Preis von 340 EUR\/MWh nachzukaufen. In Summe h\u00e4tten Verkauf und Nachkauf am Spotmarkt die Stadtwerke an dem Tag also 6800 Euro gekostet.<\/p>\n So aber \u201eladen\u201c die Stadtwerke die virtuelle Batterie am Mittag mit 20 MWh zu 0 EUR\/MWh. In der teuren Abendstunde verkaufen sie die 20 MWh f\u00fcr 340 EUR\/MWh (6800 Euro) wieder. Bezahlen m\u00fcssen sie aber nur den Fixpreis von 140 EUR\/MWh f\u00fcr die virtuelle Batterie sowie die 45 EUR\/MWh aus dem Solar-PPA \u2013 in Summe also 185 EUR\/MWh, sprich: 3700 Euro. Dem steht der Handelsgewinn am Spotmarkt von 6800 Euro entgegen. Die Stadtwerke haben mit diesen beiden Stunden also einen Gewinn von 3100 Euro gemacht.<\/p>\n
<\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\nWer geht Hedging-Vertr\u00e4ge am Strommarkt ein?<\/span><\/h2>\n
Sicherungsnehmer auf dem Strommarkt <\/h2>\n
Stromverbraucher<\/h4>\n
Wie ein Fixpreis als 100-%-Hedge f\u00fcr Verbraucher wirkt<\/span><\/strong><\/p>\n
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Dem gegen\u00fcber steht das Risiko, sehr hohe Strompreise zahlen zu m\u00fcssen, wenn die Erneuerbaren Energien Pause machen und teure Gaskraftwerke den Bedarf decken m\u00fcssen. Mit gehedgten Vertr\u00e4gen k\u00f6nnen sie bestimmen, wie viel sie von diesem Preisrisiko \u00fcbernehmen m\u00f6chten. Ein teildynamischer Tarif \u2013 etwa mit Preisober und -untergrenze \u2013 w\u00e4re ein solcher Verbraucher-Hedge.<\/p>\nStromerzeuger<\/h4>\n
Versorger<\/h4>\n
Pump- und Batteriespeicher<\/h4>\n
Sicherungsgeber auf dem Strommarkt<\/h3>\n
Stromerzeuger<\/h4>\n
Stromh\u00e4ndler<\/h4>\n
Welche Arten von Hedging gibt es am Strommarkt?<\/h2>\n
Viele Akteure verbinden mehrere Arten von Hedging miteinander. Diese k\u00f6nnen Bestandteil eines einzigen umfassenden Vertrags sein oder in einzelnen Vertr\u00e4gen mit unterschiedlichen Sicherungsgebern vereinbart werden.<\/p>\nBaseload und Peakload<\/h3>\n
Haben Peak- und Baseload-Tarife ausgedient?<\/span><\/strong><\/h3>\n
<\/span><\/p>\nRolling Hedges<\/h3>\n
<\/span><\/p>\nPower Purchase Agreement (PPA)<\/h3>\n
Physische PPAs<\/h4>\n
Synthetische oder virtuelle PPAs<\/h4>\n
Liquide oder handelbare PPAs<\/h3>\n
Was sind Renewable Shapes?<\/span><\/strong><\/h3>\n
\n
FPAs \u2013 Flexibility Purchase Agreements oder virtuelle Batterie<\/h3>\n
Beispiel f\u00fcr kombiniertes Hedging bei einem Versorger<\/h2>\n
<\/span><\/p>\nBaseload-Deckung: Fixpreis-Hedge mit Wind-PPA<\/h3>\n
Peakload-Deckung: Fixpreis-Hedge mit Solar-PPA<\/h3>\n
Residuallast-Deckung: Spotmarkt + virtuelle Batterie<\/h3>\n
Rechenbeispiel: So wirken die Hedges in Summe <\/h3>\n
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