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Liebe LUOX Community,
mit unseren monatlichen Reports möchten wir euch im Rahmen der Direktvermarktung bei LUOX Energy zu den
aktuellen Entwicklungen im Strommarkt, eurer Vergütung und zu den Vermarktungskosten informieren.
Wir möchten maximale Transparenz und größtmögliches Verständnis in diesem komplexen Themenfeld schaffen und
euch fortlaufend zu den Entwicklungen eurer Erlöse und den entstandenen Vermarktungskosten informieren.
Aktuelle Vermarktungskosten (letzte 13 Monate)
Das Hochwasser in Süddeutschland am 3. Juni stellte ein außergewöhnliches Ereignis für den Strommarkt dar. Durch die Beschädigung zahlreicher Anlagen fehlten etwa acht Gigawatt an erneuerbarem Strom im Vergleich zur Prognose des Vortages. Diese beträchtliche Differenz mussten Marktakteure teilweise teuer in Intradayhandel nachjustieren oder durch Regelenergie ausgleichen. Zwischenzeitlich kletterten die untertägigen Strompreise bis zu ihrem technischen Limit von 9999 €/MWh. Dieser Tag war somit für zwei Drittel der monatlichen Vermarktungskosten verantwortlich.
Insgesamt lagen die Vermarktungskosten im Juni bei 1,78 EUR/kWp.
Erklärung Vermarktungskosten
Die Vermarktungskosten für die Direktvermarktung ergeben sich aus einem rechnerischen Anteil an den gesamten Vermarktungskosten, die LUOX Energy für die Vermarktung des gehandelten Stroms entstehen.
Die Vermarktungskosten, die anteilig von allen Stromproduzenten zu tragen sind, setzen sich aus folgenden Kostenfaktoren zusammen: a) Vermarktungskosten - kontinuierlicher IntraDay, b) Vermarktungskosten - Ausgleichsenergie, c) Vermarktungskosten - Rampenkosten.
Bezugsgröße für die Ermittlung des rechnerischen Anteils einer jeden Anlage an den gesamten Vermarktungskosten ist die individuelle Anlagenleistung (Anlage_Leistung), die mit einem von der Erzeugungsart abhängigen Gewichtungsfaktor wie folgt multipliziert wird:
- PV-Gewichtsfaktor = 1
- Wind_An_Land-Gewichtungsfaktorfaktor = 2
- Biogas-Gewichtungsfaktor = 1
Vermarktungskosten - Rampenkosten
Der Direktvermarkter muss den Stromhandel viertelstundengenau vornehmen. Daraus ergibt sich eine Differenz zum stundenweisen Handel am Day-Ahead Markt. Strom mit viertelstündlicher Auflösung wird am Vortag um 15:00 Uhr innerhalb der sogenannten Intraday-Auktion gehandelt. Der Preis der Intraday-Auktion weicht wiederum von dem Day-Ahead Markt ab.
Die Differenz bezeichnen wir als Rampenkosten, da der Preisunterschied besonders bei Sonnenaufgang und Sonnenuntergang bedingt durch die schnelle Zu- bzw. Abnahme der PV-Produktion besonders groß ist.
Wenn der Intraday-Preis im Vergleich zum Day-Ahead Preis schlechter steht, entstehen Rampenkosten. Diese Abweichungen bestehen unabhängig von unserer Prognosegüte und sind unvermeidbar.
Vermarktungskosten - Ausgleichsenergie
Trotz der aktualisierten Prognosen bleibt eine Abweichung zur tatsächlichen Einspeisung bestehen. Die Strommengen hinter diesen Abweichungen werden dann vom Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) als sogenannte Ausgleichsenergie zur Verfügung gestellt.
In jeder Viertelstunde kann das Portfolio entweder überdeckt (die realisierte Einspeisung ist größer als unsere prognostizierte Einspeisung) oder unterdeckt sein (die realisierte Einspeisung ist geringer als unsere prognostizierte Einspeisung).
Wenn unser Portfolio überdeckt ist, vergütet der ÜNB die verkaufte Menge gemäß des sogenannten reBAP Preises. Bei Unterdeckung kauft LUOX Energy die unterdeckte Menge gemäß reBAP.
Die Differenz zwischen dem reBAP-Preis sowie dem DayAhead-Preis ergibt die Vermarktungskosten.
Die Vermarktungskosten lassen sich stundengenau vornehmen. Daraus ergibt sich eine Differenz zum stundenweisen Handel am Day-Ahead Markt. Strom mit viertelstündlicher Auflösung wird am Vortag um 15:00 Uhr innerhalb der sogenannten Intraday-Auktion gehandelt. Der Preis der Intraday-Auktion weicht wiederum von dem Day-Ahead Markt ab.
Die Differenz bezeichnen wir als Rampenkosten, da der Preisunterschied besonders bei Sonnenaufgang und Sonnenuntergang bedingt durch die schnelle Zu- bzw. Abnahme der PV-Produktion besonders groß ist.
Wenn der Intraday-Preis im Vergleich zum Day-Ahead Preis schlechter steht, entstehen Rampenkosten. Diese Abweichungen bestehen unabhängig von unserer Prognosegüte und sind unvermeidbar.
Vermarktungskosten - kontinuierlicher IntraDay
Für den Day-Ahead Handel erstellen wir am Vortag bis 12:00 Uhr eine Prognose der zu erzeugenden Energiemenge für den Folgetag. Aufgrund der volatilen Eigenschaften von Wind und Sonne aber auch z.B. von ungeplanten Wartungsfenstern kommt es zwangsläufig zu Abweichungen der tatsächlichen Einspeisung von der zuvor abgegebenen Prognose.
Unsere Prognosen werden permanent mit neuen Wetterdaten und auf Basis der Live-Daten der Anlagen aktualisiert und mehrmals täglich handeln wir am sogenannten kontinuierlichen IntraDay Markt der Strombörse, um die Aktualisierungen zu reflektieren. Die dabei erzielten Preise weichen von den Day-Ahead Preisen ab.
Prinzipiell können Gewinne oder Verluste erzielt werden.
Day-Ahead | Spotmarkt für Strom
Der Spotmarkt für Strom ist ein Markt für den kurzfristigen Handel mit elektrischer Energie. Händler können so ihre Prognoseabweichungen ausgleichen. zum einen beinhaltet der Spotmarkt den Day-Ahead-Markt, an dem Stromgeschäfte einen Tag vor Lieferung abgeschlossen werden. zum anderen bietet der Intraday-Markt die Möglichkeit bis 30 Minuten vor Lieferung Strom zu handeln.
Neben den verschiedenen Vorlaufzeiten unterscheiden sich der Intraday-Markt und der Day-Ahead-Markt durch die Handelsform. Am Day-Ahead-Markt findet ein Auktionshandel statt. Marktteilnehmer können Kaufsangebote und Verkaufsangebote nach Volumen und Preislimit bis 12 Uhr des Handelstages abgeben. Auf Basis aller Gebote wird der Preis für jede Stunde des Folgetages bestimmt.
Am Intraday-Markt findet ein kontinuierlicher Handel statt. Passt ein Gebot mit einem Angebot preislich zusammen, kommt es unmittelbar zum Geschäftsabschluss. Dadurch kann der Preis je nach Handelszeit für das gleiche Produkt abweichen.
Intraday-Auktion
Der Intraday-Handel von Strom erfolgt sowohl an Spotmärkten wie der EPEX Spot als auch im OTC-Handel (Over-the-Counter), bei dem außerbörslich ausgehandelte Verträge zwischen Stromkäufern und -verkäufern abgeschlossen werden. Dieser Handel umfasst den kontinuierlichen Kauf und Verkauf von Strom, der noch am gleichen Tag geliefert wird, und wird daher auch als kurzfristiger Stromgroßhandel bezeichnet.
Beim Intraday-Handel werden Stromlieferungen in 15-Minuten- sowie Stunden-Blöcken gehandelt. Standardisierte Blockgebote umfassen den Baseload für die Stunden 1 bis 24 und den Peakload für die Stunden 8 bis 20 an Wochentagen. Eine Position kann bis zu 5 Minuten vor Lieferbeginn gehandelt werden.
Die Preisspanne für eine Megawattstunde reicht von -9.999 Euro bis 9.999 Euro. Wie der Day-Ahead-Handel findet der Intraday-Handel anonymisiert und an jedem Tag im Jahr statt, wobei Strom aus konventionellen und erneuerbaren Energieträgern gleichberechtigt gehandelt wird.
Im Unterschied zum Day-Ahead-Handel werden die Preise im Intraday-Handel im "Pay-as-bid"-Verfahren ermittelt, bei dem für jede Transaktion genau der bezuschlagte Preis gilt. Dies führt zu unterschiedlichen Preisen für das gleiche Produkt je nach Handelszeitpunkt. Lediglich bei den Intraday-Auktionen gilt der markträumende Preis.
Primär dient der Intraday-Handel dazu, Fehlmengen oder Überschüsse im eigenen Bilanzkreis durch kurzfristige Handelsaktivitäten auszugleichen, um Ausgleichsenergiekosten zu reduzieren. Zudem ermöglicht er die bedarfsgerechte Produktion von Strom, was sowohl gewinnbringend als auch systemstabilisierend wirkt.Der Intraday-Handel ist besonders wichtig, um unvorhersehbare Änderungen in der Stromproduktion und -nachfrage über marktliche Mechanismen aufzufangen, bevor der Einsatz von Regelenergie notwendig wird.
Negative Preise
An den Strombörsen können auch negative Preise für Strom auftreten. Dies passiert vor allem bei hoher Produktion aus Windkraft- und Solaranlagen, sowie bei zu langsamer Abregelung der fossilen Kraftwerke. Negative Preise können sowohl am Day-Ahead Markt, bei der Intraday Auktion sowie am kontinuierlichen Intraday Markt auftreten.
Laut EEG2021 §51 verringert sich der Zahlungsanspruch auf die Marktprämie auf Null für Anlagen größer 500 kW installierter Leistung wenn für die Dauer von mindestens vier aufeinanderfolgenden Stunden der Preis am Day-Ahead Markt (Spotmarktpreis) negativ war. Obendrein fließen die negativen Preise auch in die Berechnung des Marktwerts ein und führen zu einer Reduktion.
Lumenaza vergütet immer den Day-Ahead Marktpreis. Bei negativen Börsenpreisen werden diese an die Anlagenbetreiber:innen durchgereicht. Zugleich werden aber auch hohe Marktpreise ohne Mittelungseffekt direkt ausgezahlt.
