Die Einführung von 15-Minuten-Abrechnungsperioden an europäischen Strommärkten könnte die Gewinne für Betreiber von Batteriespeichern erheblich steigern. Eine neue Analyse von Rystad Energy zeigt, dass diese Änderung, die Ende September im Day-Ahead-Markt von EPEX SPOT umgesetzt wurde, den Betreibern von Batteriespeichersystemen (BESS) höhere Erträge ermöglichen könnte.
Wichtige Erkenntnisse
- 15-Minuten-Handel an europäischen Strommärkten verbessert Arbitragemöglichkeiten für Batteriespeicher.
- Potenzielle Gewinnsteigerung von 14% im Durchschnitt, in einigen Ländern bis zu 25%.
- Die erhöhte Granularität ermöglicht bessere Anpassung an schwankende erneuerbare Energien.
- Automatisierte Handelssysteme werden für die Nutzung der Volatilität immer wichtiger.
Kürzere Intervalle für mehr Effizienz
Die Umstellung von stündlichen auf viertelstündliche Handelsintervalle bedeutet, dass täglich nun 96 statt 24 Gebotsperioden zur Verfügung stehen. Diese Neuerung soll den Märkten helfen, sich besser an die volatilen Eigenschaften der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien anzupassen. Bereits zuvor wurden 15-Minuten-Perioden im Intraday-Markt eingeführt. Dies ermöglicht es beispielsweise Betreibern von Solaranlagen, ihren Strom flexibler zu verkaufen, anstatt in starren Stundenblöcken.
Für Betreiber von Batteriespeichern ergeben sich dadurch deutlich mehr Arbitragemöglichkeiten. Sie können Strom kaufen, wenn er günstig ist, und ihn später zu einem höheren Preis verkaufen. Dies maximiert die Effizienz und Rentabilität ihrer Anlagen.
„In Ländern mit geringerer Flexibilität bei der Stromerzeugung und -verbrauch können hohe Anteile intermittierender erneuerbarer Energien große Preisschwankungen verursachen. Schnelle Änderungen bei Wind- oder Solarstrom bedeuten, dass sich die Strompreise selbst innerhalb einer Stunde merklich verschieben können“, erklärt Sepehr Soltani, Senior Energy Storage Analyst bei Rystad Energy.
Faktencheck
- Anstieg der Handelsintervalle: Von 24 auf 96 pro Tag.
- Durchschnittliche Arbitrage-Potenzialsteigerung: Rund 14%.
- Länder mit höchstem Potenzial: Österreich (über 25% Steigerung), gefolgt von anderen flexiblen Märkten.
Regionale Unterschiede bei den Gewinnen
Die potenziellen Arbitragegewinne variieren je nach Markt. Während Rystad Energy langfristig von einem durchschnittlichen Arbitrage-Gewinn von etwa 60 US-Dollar pro MWh ausgeht – im Gegensatz zu den aktuellen 150 US-Dollar pro MWh –, könnten die potenziellen Arbitrage-Gewinne in einigen Ländern um 15% bis 25% steigen. Im Durchschnitt liegt die erwartete Steigerung bei etwa 14%.
Ein Beispiel ist Portugal, wo der Zuwachs nur bei etwa 3% liegen könnte, was Arbitrage-Einnahmen von rund 89 US-Dollar pro MWh bedeuten würde. Im Gegensatz dazu könnten Batteriespeicherbetreiber in Österreich eine Steigerung von über 25% erleben und bei perfekter Voraussicht und einem vollen Zyklus pro Tag bis zu 107 US-Dollar pro MWh erzielen.
Hintergrundinformation
Die Einführung kürzerer Handelsintervalle ist eine Reaktion auf die zunehmende Integration erneuerbarer Energien wie Wind- und Solarkraft. Diese Energiequellen sind naturgemäß flüchtig und erfordern flexiblere Marktmechanismen, um Angebot und Nachfrage effizient auszugleichen. Die 15-Minuten-Intervalle sollen genau diese kurzfristigen Schwankungen besser abbilden und damit den Wert flexibler Anlagen wie Batteriespeicher erhöhen.
Lektionen aus Australien
Sepehr Soltani zieht Parallelen zum australischen National Electricity Market (NEM), der 2021 von 30-Minuten-Intervallen auf eine Fünf-Minuten-Abrechnung (5MS) umgestellt wurde. In New South Wales, einem an den NEM angeschlossenen Bundesstaat, stiegen die jährlichen Arbitrage-Einnahmen seit der Einführung von 5MS um 20%. Im benachbarten Victoria betrug der Anstieg der Einnahmen für den 1-Stunden-Arbitrage etwa 15%.
Soltani betont, dass die feineren Zeitintervalle in Australien die Arbitrage-Gewinne stetig erhöht haben. Dies unterstreicht das Potenzial der aktuellen Änderungen in Europa.
Technologische Herausforderungen und Chancen
Die deutsche Energieversorger Next Kraftwerke hob in einem Blogbeitrag hervor, dass die Einführung der 15-Minuten-Handelsperioden, auch als 15-Minuten-Market Time Units (MTUs) bezeichnet, einen bedeutenden Schritt in Richtung größerer Flexibilität und Effizienz im Stromhandel darstellt. Dieses Vorgehen verspricht erhebliche Verbesserungen, indem es eine effizientere Kompensation für kurzfristige Schwankungen in einem zunehmend von erneuerbaren Energien geprägten Energiesystem ermöglicht.
Obwohl die tägliche Auktion um 12 Uhr MEZ für 15-Minuten-Gebote öffnet, können Marktteilnehmer weiterhin 30-Minuten- und 60-Minuten-Produkte anbieten, abhängig von ihrem nominierten Strommarktbetreiber (NEMO). Diese Flexibilität ist entscheidend für die Anpassung an unterschiedliche Marktbedürfnisse.
Zusätzliche Potenziale
- Wenn man eine 20%ige Steigerung der jährlichen BESS-Anlageerträge für 15-Minuten-MTUs im Vergleich zu 60-Minuten-MTUs annimmt, könnte der Gesamtanlagenertrag über 20 Jahre um etwa 3% steigen.
- Diese Zahlen variieren stark zwischen Ländern und Gebotszonen.
Automatisierung wird entscheidend
Sahand Karimi, Mitbegründer und CEO des BESS-Optimierungsspezialisten OptiGrid, wies darauf hin, dass die erhöhte Granularität der 5MS in Australien menschliche Händler überfordert. Sie können nicht schnell genug auf Volatilitätsereignisse reagieren. Dies macht intelligente, automatisierte Gebotssysteme unerlässlich.
„Grundsätzlich bedeutet intelligentes Bieten, eine Reihe von Szenarien zu berücksichtigen, die sich in den kommenden Intervallen entwickeln könnten, und Volumenangebote über verschiedene Märkte zu platzieren, um die optimalen Ergebnisse zu erzielen und gleichzeitig das Risiko eines Versands unter weniger idealen Szenarien zu minimieren“, so Karimi.
Diese Aussage unterstreicht die Notwendigkeit fortschrittlicher Softwarelösungen, um die neuen Arbitragemöglichkeiten voll ausschöpfen zu können. Die Zukunft des Energiehandels liegt in der intelligenten Automatisierung.
Einschränkungen und weitere Faktoren
Analyst Soltani weist jedoch auf wichtige Vorbehalte hin. Die tatsächlichen Arbitrage-Werte auf dem Day-Ahead-Markt könnten aufgrund verschiedener Faktoren niedriger ausfallen. Dazu gehören Effizienzverluste der Batteriespeicher, die Verfügbarkeit der BESS-Anlagen, die Marktliquidität sowie Absicherungsstrategien, die die Abhängigkeit von einmaligen Preisspitzen mindern sollen.
Es ist daher wichtig, dass Betreiber diese Faktoren bei der Planung und dem Betrieb ihrer Speicheranlagen berücksichtigen, um realistische Ertragserwartungen zu haben.
