Was waren auffällige Zahlen auf den Strommärkten in diesem Monat?
„Mayday, Mayday – es ist der 1. Mai …“ – und genau dieses Signal hat der Markt ausgesendet. Am 1. Mai erreichten die Day-Ahead-Preise einen Tiefpunkt, so dass Stromverbraucher erneut Geld damit verdienten, Strom zu verbrauchen. Noch auffälliger war, wie wenig es mittlerweile braucht, um die Preise dramatisch schwanken zu lassen. In Frankreich reichte eine marginale Verschiebung von ~200 MW aus, um die Preise von rund -30 €/MWh auf fast -500 €/MWh zu drücken, was deutlich macht, wie angespannt die Netzbilanzierung mittlerweile ist.
Nach diesem extremen Start stabilisierte sich der Rest des Monats etwas, mit meist moderat negativen Preisen – eine spürbare Veränderung im Vergleich zu früheren Zeiträumen.
Was sind mögliche Gründe für dieses Marktverhalten?
Zwei Faktoren prägten den Markt: Einerseits stießen die erneuerbaren Energien auf eine geringe Nachfrage. Feiertage und Wochenenden führten zu einem strukturellen Rückgang des Verbrauchs, während die hohe PV-Produktion häufig zu Überschüssen führte. Da sich die Märkte nahe Null einpendelten, entschieden selbst geringfügige Prognoseabweichungen zunehmend darüber, ob die Preise im positiven Bereich blieben oder stark in den negativen Bereich fielen.
Andererseits fehlte es oft an Flexibilität, wenn es darauf ankam. Bei Überangebot gab es keine ausreichende reaktive Nachfrage oder Speicherkapazitäten, um dieses aufzufangen, was zu raschen Preisrückgängen führte. Saisonale Effekte verstärkten diese Dynamik: Steigende Temperaturen verringerten den PV-Wirkungsgrad leicht, was zu den moderateren negativen Preisniveaus beitrug, die später im Monat zu beobachten waren.
Gleichzeitig prägen regulatorische Entwicklungen das Marktverhalten und sind besonders hervorzuheben. Die AgNes-Reform deutet darauf hin, dass künftige Netzentgelte für BESS auf der angeschlossenen Leistung basieren und sich an den Netzentgelten für Erzeuger orientieren werden; gleichzeitig ist eine Befreiung von den Netzentgelten für BESS-Projekte geplant, die vor August 2029 in Betrieb genommen werden. Angesichts der auf 2030/33 verschobenen dynamischen Netzentgelte, der Abkehr von atypischer Netznutzung sowie Anpassungen der 7.000-Stunden-Regel gewinnt Flexibilität für die künftige Systemgestaltung noch mehr an Bedeutung.
Was erwartest Du für den nächsten Monat?
Da der Sommer in vollem Gange ist, rechnen wir mit anhaltender Volatilität um den Nullpunkt, da die Märkte selbst auf geringfügige Verschiebungen bei Angebot und Nachfrage sensibler reagieren. Flexibilität bleibt der entscheidende Engpass, der letztlich darüber entscheidet, wer Wertschöpfung erzielt. Gleichzeitig beschleunigt die zunehmende regulatorische Klarheit Investitionsentscheidungen, insbesondere im Bereich der Batteriespeicher, und erweitert damit die Flexibilität, die dem Netz und den Märkten zur Verfügung steht.
