Einführung in das Design des EPEX-Spot-Strommarktes in Deutschland 2025

Ich werde eine detaillierte Einführung in das Design des Strommarktes EPEX Spot in Deutschland erstellen. Dabei werde ich die Zusammenhänge mit dem spezifischen Strommix-Design in Deutschland erklären, die Entstehung der 60-Minuten- und 15-Minuten-Preise sowie den Bedarf an Regelenergie erläutern. Außerdem werde ich die verschiedenen Stromvermarkter vorstellen, die Teilnehmer an den Börsen identifizieren und untersuchen, ob menschliche Entscheidungen noch Einfluss auf die Preise haben.

Zusätzlich werde ich ein Vermarktungskonzept für eine Biogasanlage mit 2 MW elektrischer Leistung und eine PV-Anlage mit 1 MW Leistung entwickeln, basierend auf den rechtlichen Rahmenbedingungen für 2025.

Dabei werde ich auch den zunehmenden Einfluss von Batteriespeichern berücksichtigen.

Einführung in das Design des EPEX-Spot-Strommarktes in Deutschland

Der deutsche Strommarkt ist als kurzfristiger Spotmarkt organisiert, auf dem Strom für die tägliche und untertägige Lieferung gehandelt wird. Die European Power Exchange (EPEX SPOT) betreibt diesen Markt für Deutschland (gemeinsam mit Luxemburg) und viele weitere europäische Länder (EPEX SPOT – Wikipedia) (EPEX SPOT – Wikipedia) zwei Hauptsegmente im Spotmarkt: den Day-Ahead-Markt (Tagesvorhandel) und den Intraday-Markt (untertägiger Handel). Diese Märkte sind zentraler Bestandteil des Strommarktdesigns, um Angebot und Nachfrage im Stromnetz auszugleichen und die Integration des spezifischen deutschen Strommixes – geprägt von einem hohen Anteil erneuerbarer Energien – zu ermöglichen. Im Folgenden werden di (Basics of the Power Market | EPEX SPOT) r Day-Ahead- und Intraday-Märkte**, die Entstehung von 60-Minuten- und 15-Minuten-Preisen, der Bedarf an Regelenergie, die Marktakteure sowie der Einfluss menschlicher Entscheidungen beleuchtet. Abschließend wird ein Vermarktungskonzept für eine 2 MW-Biogasanlage und eine 1 MW-PV-Anlage im Jahr 2025 vorgestellt, das die aktuellen rechtlichen Rahmenbedingungen und den zunehmenden Einfluss von Batteriespeichern berücksichtigt.

Day-Ahead-Markt: 60-Minuten-Auktionen im Tagesvorhandel

Auf dem Day-Ahead-Markt der EPEX SPOT wird Strom einen Tag im Voraus gehandelt. Jeden Mittag findet eine blinde Auktion statt, bei der alle Marktteilnehmer Gebote für jede Stunde des kommenden Tages abgeben. Aus der Aggregation aller Angebots- (EPEX SPOT – Wikipedia) bote ermittelt die Börse für jede Stunde einen Markträumungspreis – den 60-Minuten-Strompreis für die betreffende Stunde des Folgetags. Dieses Auktionsverfahren führt zu **uniformen Stun (EPEX SPOT – Wikipedia) lle abgewickelten Gebote einer Stunde werden zum gleichen Preis abgerechnet (Marktpreis dieser Stunde). Die Day-Ahead-Auktion für Deutschland ist in das europäische Market Coupling eingebunden, was bedeutet, dass grenzüberschreitende Kapazitäten optimal genutzt werden und Preisunterschiede zwischen Ländern gemindert werden. So werden z.B. bei hohem Windstromangebot in Deutschland Übersch (Basics of the Power Market | EPEX SPOT) rt in Nachbarländer abgebaut und extreme Preisspitzen oder -täler geglättet. Der Day-Ahead-Markt liefert somit einen frühen, zentralen Preisindikator f (Basics of the Power Market | EPEX SPOT) n Tag und bildet die Basis für die Einsatzplanung vieler Kraftwerke.

Wie entsteht der 60-Minuten-Preis? Vereinfacht entsteht er durch den Merit-Order-Mechanismus: Die Börse sortiert alle Angebotsgebote (Stromerzeuger) nach Preis auf und alle Nachfragegebote (Stromlieferanten/Verbraucher) nach absteigendem Preis. Wo sich Angebots- und Nachfragekurve schneiden, liegt der Markträumungspreis. Während in Stunden mit hohem Ökostromanteil oft die erneuerbaren Energien mit sehr niedrigen Grenzkosten den Preis bestimmen, setzen in Stunden mit geringer erneuerbarer Einspeisung konventionelle Kraftwerke mit höheren Kosten (z.B. Gaskraftwerke) den Preis. Dieses Auktionsdesign gewährleistet Transparenz und Marktgerechtigkeit, da alle Teilnehm (Basics of the Power Market | EPEX SPOT) hen Preis erhalten und keine individuellen Verhandlungen nötig sind.

Die Stundenprodukte (60-Minuten-Kontrakte) im Day-Ahead-Bereich waren lange Zeit der Standard. Allerdings führen die charakteristischen Tagesschwankungen im Strommix – etwa Last- und Erzeugungsspitzen zu bestimmten Stunden – zu deutlichen Preisunterschieden zwischen den Stunden (z.B. teurer Abendspitzenstrom vs. günstiger Nachtstrom). Mit dem steigenden Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien (insbesondere Solar- und Windenergie) stieg der Bedarf, auch innerhalb einer Stunde flexibel auf Änderungen reagieren zu können. Hier kommt der Intraday-Markt mit kleineren Zeiteinheiten ins Spiel.

Intraday-Markt: 15-Minuten-Handel und flexible Anpassung

Auf dem Intraday-Markt der EPEX SPOT wird Strom laufend für den selben Tag gehandelt – bis kurz vor der Lieferung. Im Gegensatz zum Day-Ahead-Auktionspreis, der für eine ganze Stunde gilt, können im Intraday-Markt auch kürzere Intervalle gehandelt werden. Seit Dezember 2011 bietet EPEX SPOT in Deutschland den Handel von 15-Minuten-Kontrakten an. Diese Viertelstundenprodukte ermöglichen es den Marktteilnehmern, innerstündliche Schwankungen in E (EPEX SPOT – Wikipedia) rbrauch besser abzubilden und auszugleichen. Insbesondere bei erneuerbaren Energien, deren Einspeisung z.B. mit Wolkendurchzug oder Böen innerhalb der Stunde star (EPEX SPOT – Wikipedia) n, war dies ein entscheidender Schritt. Durch die feinere Granularität können z.B. Solar- oder Windprognosen viertelstündlich angepasst vermarktet werden, anstatt Abweichungen erst nachträglich ausgleichen zu müssen.

Der Intraday-Handel läuft vorwiegend als kontinuierlicher Handel ab: Käufer und Verkäufer können rund um die Uhr Gebote für spezifische Lieferzeiträume (z.B. eine einzelne 15-Minuten-Viertelstunde oder auch ganze Stunden) ins Orderbuch einstellen. Sobald ein Kauf- und ein Verkaufsgebot preislich übereinstimmen, kommt der Handel zustande und der Strom wird zum vereinbarten Preis geliefert. Dieser Handel kann in Deutschland bis 5 Minuten vor Beginn der jeweiligen Viertelstunde stattfinden – so kurzfristig ist keine (Spotmarkt – Was wird hier gehandelt?) sform. Die Preise im Intraday-Markt sind fortlaufend variabel, d.h. jede Transaktion kann zu einem a (Spotmarkt – Was wird hier gehandelt?) erfolgen, je nachdem, wann und in welcher Marktlage sie abgeschlossen wird. Es gibt hier keinen einheitlichen Preis pro Zeitraum wie im Day-Ahead, sondern einen Strompreis, der sich im Tagesverlauf teilweise im Minutentakt ändert und die aktuellsten Informationen widerspiegelt.

Um dennoch ein verlässliches Preissignal auf Viertelstundenbasis zu erhalten, wurde zusätzlich zum kontinuierlichen Handel im Dezember 2014 eine 15-Minuten-Auktion im deutschen Intraday-Markt eingeführt. Diese findet täglich um 15:00 Uhr statt, also nach der Day-Ahead-Auktion, und liefert für jede Viertelstunde des kommenden Tages einen Auktionspreis. Diese (EPEX SPOT – Wikipedia) chen Auktionspreise unterstützen insbesondere Bilanzkreisverantwortliche (Stromhändler mit Lieferverpflichtungen) dabei, ihre Fahrpläne noch einm (EPEX SPOT – Wikipedia) anzupassen und geben der Flexibilität einen expliziten Wert. In anderen Worten: die Auktion um 15 Uhr schafft Referenzpreise für jede 15-Minuten-Periode des Folgetags, was z.B. Betreiber flexibler Anlagen nutzen können, um zu entscheiden, in we (EPEX SPOT – Wikipedia) unden ihre Anlage laufen soll. Seit ihrer Einführung wird diese Viertelstundenauktion als hilfreiches Instrument gesehen, um Prognoseabweichungen und Produktionsrampen (z.B. den steilen Anstieg der PV-Einspeisung am Morgen oder Abfall am Abend) marktbasiert zu managen.

Zusammenhang mit dem Strommix: Die Einführung der 15-Minuten-Produkte steht in direktem Zusammenhang mit dem deutschen Strommix, der zunehmend von erneuerbaren Energien dominiert wird (EPEX SPOT – Wikipedia) ndstrom sind volatil und schwer präzise im Voraus planbar. Durch die viertelstündliche Handelsmöglichkeit kann der Strommarkt diesen Charakter besser abbilden – eine feinere Abstimmung des Handels auf reale Gegebenheiten wie Windangebot und Sonneneinstrahlung verringert die Abweichungen, die nachträglich ausgeglichen werden müssen. Folglich trägt dies dazu bei, extreme Preise zu entschärfen und die Stabilität zu erhöhen.

EPEX SPOT selbst betont, dass eine erhöhte Handelsfrequenz automatisch zu kleineren Handelseinheiten führt, was insbeson (Die Energiewende braucht ein digitales Marktdesign) und dezentralen Akteuren die Teilnahme am Markt erleichtert. Insgesamt haben die EPEX-Spotmärkte in den letzten Jahren gezeigt, dass sie zusätzliche erneuerbare Strommengen integrieren können, ohne drastische Preisausschläge zu verursachen, da durch Day-Ahead-Marktkopplung und Int (Die Energiewende braucht ein digitales Marktdesign) berschüsse und Defizite effizient ausgeglichen werden.

60-Minuten- vs. 15-Minuten-Preise: Historisch gab es an der Strombörse zunächst nur Stundenpreise (60-Minuten-Kontrakte). Mit der Energiewende und den spezifischen Anforderungen des deutschen Strommixes (hohe Peaks und schnelle (Basics of the Power Market | EPEX SPOT) (Basics of the Power Market | EPEX SPOT) en-Preise** etabliert, zuerst durch den kontinuierlichen Handel ab 2011, später auch durch eine Auktion ab 2014. Die Stundenpreise stammen also aus dem Day-Ahead-Auktionsmarkt, die Viertelstundenpreise aus dem Intraday-Markt. Beide ergänzen sich: Der Day-Ahead-Preis bietet frühzeitig Planungssicherheit für den nächsten Tag, während die Intraday-Preise eine **Feinjustierung bi (EPEX SPOT – Wikipedia) (EPEX SPOT – Wikipedia) chen. Diese Kombination ist essentiell, um den deutschen Strommix, der einerseits grundlastfähige Anlagen (wie Braunkohle, Wasserkraft, früher Kernkraft) und andererseits volatile Einspeiser (Wind, PV) umfasst, effizient zu bewirtschaften.

Bedarf an Regelenergie und Zusammenhang mit dem Marktdesign

Trotz aller Prognosen und Intraday-Handelsmöglichkeiten lassen sich Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch nie völlig vermeiden. Hierfür halten die Übertragungsnetzbetreiber Regelenergie (auch Ausgleichsenergie oder Balancing Energy) bereit. Regelenergie dient dazu, das Stromnetz in Echtzeit im Gleichgewicht zu halten, indem Frequenzabweichungen durch sofortige Leistungsanpassungen korrigiert werden. In Deutschland gibt es verschiedene Arten von Regelenergie: Primärregelleistung (PRL, Frequenzhaltung innerhalb von Sekunden), Sekundärregelleistung (aFRR, automatische Aktivierung innerhalb einiger zig Sekunden) und Minutenreserve (mFRR, manuelle Aktivierung binnen Minuten). Diese werden von geeigneten Kraftwerken oder zunehmend auch Batteriespeichern vorgehalten und auf separaten Märkten/Ausschreibungen beschafft.

Der Bedarf an Regelenergie hängt stark von der Prognosegüte und Flexibilität im übrigen Markt ab. Durch Verbesserungen im Marktdesign – wie den erwähnten 15-Minuten-Handel – ist tendenziell ein rückläufiger Bedarf an Ausgleichs- und Regelenergie zu verzeichnen. Denn je besser Erzeuger und Verbraucher ihre Fahrpläne kurzfristig anpassen können, desto kleiner bleiben die Rest-ungleichgewichte, die vom Netzbetreiber ausgeregelt werden müssen. So konnten z.B. durch die viertelstündliche Handelsmöglichkeit viele Ungleichgewichte bereits im Intraday-Markt (Die Energiewende braucht ein digitales Marktdesign) , die früher zwangsläufig Regelenergie erfordert hätten.

Nichtsdestotrotz bleibt Regelenergie unverzichtbar, insbesondere für ungeplante Ereignisse (plötzlicher Kraftwerksausf (Die Energiewende braucht ein digitales Marktdesign) ehler bei Wetterumschwung, etc.). Die Netzentreiber stellen sicher, dass immer ausreichend Reserven verfügbar sind, um das Netz stabil zu halten. Die Preise für Ausgleichsenergie (d (Die Energiewende braucht ein digitales Marktdesign) Regelarbeitspreise oder Ausgleichsenergiepreise) können sehr hoch ausfallen und werden ex-post berechnet, basierend auf den Kosten der aktivierten Reserveleistung. Dies schafft einen Anreiz für Bilanzkreisverantwortliche, teure Ausgleichsenergie zu vermeiden, indem sie stattdessen möglichst am Intraday-Markt ihre Bilanz ausgleichen – ein Prinzip, das das Marktdesign bewusst forciert. So wird der Intraday-Markt zum Bindeglied zwischen dem Fahrplan (Day-Ahead) und der Echtzeit und minimiert die Inanspruchnahme von Regelreserven.

Zusammengefasst signalisiert der Spotmarkt (Day-Ahead- und Intraday-Preise) bereits sehr viel über die Versorgungslage. Negative Preise beispielsweise treten dann auf, wenn ein erhebliches Überschussangebot besteht – etwa an sehr windigen, sonnigen Feiertagen mit geringer Nachfrage. Sie signalisieren Produzenten, ihre Einspeisung zu drosseln, bevor das Netz überlastet wird. In solchen Situationen müssen dennoch oft konventionelle Kraftwerke oder Speicher heruntergeregelt werden, da erneuerbare Energien mit Vorrang einspeisen dürfen (im Rahmen der EEG-Vorgaben) – was dann zu Regelenergieabruf führen kann, (Was hinter den Preis-Kapriolen an der Strombörse steckt) ktmechanismen allein nicht ausreichen. Insgesamt ist der Bedarf an Regelenergie aber begrenzt und soll durch ein flexibles Marktdesign so effizient wie möglich gehalten werden. Die wachsende Batteriespeicher-Kapazität spielt hier ebenfalls eine Rolle: Bis 2023 wurden in Deutschland bereits rund 6,5 GW Batteriespeicherleistung installiert, und in den kommenden Jahren sind weitere Gigawatt angekündigt. Diese Speicher können bei Überschuss einspeisen oder aufnehmen und so kurzfristig das Netz stabilisieren, was die Anforderungen an klassische Regelenergie ebenfalls beeinflusst.

Marktteilnehmer und Stromvermarkter an der Börse

An der EPEX SPOT handeln zahlreiche Akteure der Energiewirtschaft. Über 400 Börsenmitglieder sind an den (Erlöspotenziale für Batteriespeicher am Strommarkt – aktuelle Entwicklungen - Energy BrainBlog) (Erlöspotenziale für Batteriespeicher am Strommarkt – aktuelle Entwicklungen - Energy BrainBlog) u zählen:

• Erzeuger: Kraftwerksbetreiber konventioneller Anlagen (z.B. Gas, Kohle) ebenso wie Betreiber von Windparks, Solaranlagen oder Biogasanlagen. Sie verkaufen ihre erzeugten Strommengen am Markt.

• Stromhändler und Energieversorger: Unternehmen, die Strom beschaffen, um Endkunden zu beliefern (Stadtwerke, große Versorger) oder auf eigene Rechn () rading-Unternehmen, Banken). Sie treten als Käufer und Verkäufer auf, um Portfolios zu optimieren.

• Direktvermarkter/Aggregatoren: Spezialisierte Stromvermarkter, die insbesondere Strom aus erneuerbaren Anlagen gebündelt vermarkten. In Deutschland ist die Direktvermarktung für EEG-Anlagen heute der Normalfall – seit 2025 sogar verpflichtend für Anlagen >25 kW Leistung. Diese Dienstleister (z.B. Next Kraftwerke, Statkraft, BayWa r.e. und viele weitere) übernehmen Prognose, Handel und Abrechnung für tausende kleine Anlagen und erzielen durch Bündelung bessere Markterlöse. Anlagenbetreiber erhalten im Gegenzug die Marktprämie über das EEG, welche die Differenz zwischen Börsenpreis und dem anzulegenden Wert ausgleicht. Dadurch sind Erneuerbare (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) en Markt integriert und tragen das Preisrisiko mit, anstatt eine feste Einspeisevergütung zu bekommen.

• Großverbraucher/Industrie: Energieintensive Unternehmen (z.B. Stahlwerke, Chemie, Zement) nehmen ebenfalls teil, entweder direkt oder über Dienstleister, um ihren Strombedarf teilweise über Börseneinkäufe zu decken oder Demand-Response zu betrei (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) hohen Preisen reduzieren einige Industrieanlagen ihren Verbrauch und verkaufen Verträge zurück an den Markt.

• Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB): Die ÜNB (Tennet, 50Hertz, Amprion, TransnetBW) sind zwar Miteigentümer der EPEX SPOT, treten aber im Day-Ahead/Intraday-Markt nicht als Gewinnerzielungsabsicht auf. Sie sind jedoch indirekt beteiligt, z.B. indem sie Regelenergieausschreibungen organisieren und Ausgleichsenergie abrechnen.

• Broker und Sonstige: Vermittler und Brokerhäuser können im Auftrag von Handelsteilnehmern Geschäfte abschließen (OTC-Börseneinmeldung). Auch Banken oder Fonds könnten am Spotmarkt handeln, wobe (EPEX SPOT – Wikipedia) nd der physischen Lieferung weniger verbreitet ist.

Stromvermarkter im engeren Sinne sind häufig die erwähnten Direktvermarktungsunternehmen, die Strom aus EEG-Anlagen an der Börse absetzen. Durch das Marktprämienmodell (seit EEG 2012/2014) hat Deutschland einen spezifischen Rahmen, der die Betreiber erneuerbarer Anlagen in den Markt einbindet: Sie verkaufen den Strom an der Börse (z.B. EPEX SPOT) und erhalten eine gleitende Prämie, welche die Differenz zu einem staatlich festgelegten Referenzpreis ausgleicht. Für die Direktvermarktung ist Fernsteuerbarkeit der Anlagen vorgeschrieben, damit der Direktvermarkter bei negativen Preisen oder Netzengpässen Anlagen abregeln kann. Die Direktvermarkter treten als Profi-Zwischenhändler auf, die alle Pflichten (Bilanzkreismanagement, Redispatch 2.0, Meldepflichten etc.) übernehmen. Viele von ihnen bieten zusätzlich optimierte Fahrplanfahrweisen an, insbesondere für st (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) nergie- oder Wasserkraftanlagen, um höhere Erlöse als mit sturer Dauer-Einspeisung zu erzielen. Darüber hinaus ermöglichen sie die Vermarktung in Regelenergiemärkten, falls die Anlagen präqualifiziert sind. All diese Akteure zusammen sorgen für hohe Liquidität: Im Jahr 2023 wurden am EPEX-Spotmarkt Deutschland ~724 TWh (Direktvermarktung von steuerbaren Anlagen) Volumen, das größer ist als der physische Verbrauch (durch Mehrfachhandel, Arbitrage und Exporte). Dies zeigt die zentrale Rolle der Börse für die Preisbildung im deutschen Strommix.

Einflussnahme (Biogas: Direktvermarktung & Regelenergie) (Biogas: Direktvermarktung & Regelenergie) auf die Strompreise

In den Anfangsjahren des Stromhandels wurden Preise stark durch menschliche Händlerentsche (Direktvermarktung von steuerbaren Anlagen) gt – telefonisch oder am Handelsbildschirm. Doch mit der fortschreitenden Digitalisierung hat sich auch der Stromhandel gewa (Spotmarkt – Was wird hier gehandelt?) rithmischer Handel (Algo-Trading) hält Einzug. Auf den kurzfristigen Märkten der EPEX SPOT, insbesondere Intraday, sind mittlerweile Hochfrequenz-Handelsalgorithmen aktiv, die innerhalb von Sekundenbruchteilen auf Marktveränderungen reagieren können. Die Debatte, ob „die Maschinen das Ruder übernommen haben“, ist berechtigt: Viele Akteure setzen bereits Algorithmen ein, um automatisiert Gebote zu platzieren. Ein Branchenblog stellte 2023 fest: "Das Algo-Trading ist bereits etabliert und es ist nur eine Frage der Zeit, bis die meisten Stromhandelsaktivitäten automatisiert und von Bots ausgeführt werden. Es bleibt jedoch abzuwarten, [...] ob es immer noch Platz für menschliche Entscheidungsträger auf dem Markt gibt.".

Tatsächlich ha (Stromhandel mit Algorithmen & Bots | FLEXPOWER Blog) (Stromhandel mit Algorithmen & Bots | FLEXPOWER Blog) ply & Trading schon seit 2015 algorithmenbasierten Intraday-Handel im Einsatz. Diese Algorithmen bewirtschaften die Flexibilität der Kraftwerke und Kundenlasten systematisch und hocheffizient rund um die Uhr. Menschliche Händler werden dadurch nicht überflüssig, aber ihre Rolle verändert sich. Statt einzelne Trades manuell einzugeben, überwachen und verfeinern sie die Handelsstrategien der Maschinen. Sie müssen z.B. die Algorithmen an veränderte Marktbedingungen a (Stromhandel mit Algorithmen & Bots | FLEXPOWER Blog) Modelle entwickeln oder bei außergewöhnlichen Situationen (z.B. Ausfall einer Handelsplattform oder sehr ungewöhnlichen Preiss („Bei uns ist Algo-Trading nicht Zukunft, sondern Gegenwart“ | en:former) ingreifen.

Haben menschliche Entscheidungen noch Einfluss? – Ja, vor allem auf strategischer Ebene. *Preissetzende Gebote („Bei uns ist Algo-Trading nicht Zukunft, sondern Gegenwart“ | en:former) Markt basieren zwar oft auf Modellrechnungen (z.B. Grenzkosten eines Kraftwerks), doch die Entscheidung, welche Anlagen überhaupt geboten werden (z.B. eine Anlage wegen Wartung nicht anzubieten oder („Bei uns ist Algo-Trading nicht Zukunft, sondern Gegenwart“ | en:former) („Bei uns ist Algo-Trading nicht Zukunft, sondern Gegenwart“ | en:former) tscheidungen), trifft letztlich ein Mensch oder ein von Menschen programmiertes System. Im Intraday-Bereich sind viele Entscheidungen automatisiert, da die Geschwindigkeit hier ein Wettbewerbsvorteil ist. Allerdings stammen die („Bei uns ist Algo-Trading nicht Zukunft, sondern Gegenwart“ | en:former) („Bei uns ist Algo-Trading nicht Zukunft, sondern Gegenwart“ | en:former) hlichen Entwicklern und spiegeln deren Marktverständnis wider. Zudem reagieren Menschen z.B. mit ihrer Kraftwerksfahrweise auf Preissignale: Ein Biogasanlagen-Betreiber kann entscheiden, bei sehr niedrigen Preisen die Einspeisung zu drosseln – auch wenn ein Algorithmus dies vorschlagen würde, liegt die finale Entscheidung bei ihm bzw. seinem Direktvermarktervertrag.

In Summe gilt: Kurzfristig dominieren automatisierte Prozesse die Preisbildung (insbesondere Intraday, wo binnen Sekunden gehandelt wird), mittel- bis langfristig (Planung, Strategie, A (Stromhandel mit Algorithmen & Bots | FLEXPOWER Blog) haben menschliche Entscheidungen weiterhin erheblichen Einfluss. Beispielsweise führen politische oder unternehmerische Entscheidungen – Kohlekraftwerke stilllegen, neue Gaskraftwerke bauen, Investitionen in Speicher – zu Veränderungen im Stromangebot, die die Preissituation prägen. Der Spotmarkt bildet all diese Faktoren ab. Somit ist der Preis zwar das Ergebnis zahlreicher einzelner (häufig automatisierter) Transaktionen, aber die Rahmenbedingungen und Strategien dahinter werden nach wie vor von Menschen gesetzt.

Vermarktungskonzept 2025 für eine 2 MW Biogasanlage und eine 1 MW PV-Anlage

Abschließend wird – basierend auf den aktuellen rechtlichen Rahmenbedingungen 2025 – ein Vermarktungskonzept für zwei konkrete Erzeugungsanlagen entwickelt: eine Biogasanlage (2 MW_el) und eine Photovoltaik-Freiflächenanlage (1 MW_peak). Beide Anlagen sollen optimal am Markt positioniert werden, unter Berücksichtigung der Möglichkeiten durch Batteriespeicher. Wichtige Prämissen für 2025 sind: Die Anlagen unterliegen dem EEG 2021/2023, müssen also in die Direktvermarktung (Marktprämienmodell) und bestimmte neue Vorschriften (z.B. bei negativen Preisen) beachten. Das Konzept gliedert sich in mehrere Bausteine:

• Direktvermarktung und Marktprämie: Beide Anlagen melden sich bei einem erfahrenen Direktvermarkter an, falls nicht bereits geschehen. Für Anlagen dieser Größe ist die Direktvermarktung verpflichtend und die fixe Einspeisevergütung entfällt. Der Direktvermarkter bündelt den Strom und verkauft ihn an der EPEX SPOT. Im Gegenzug erhalten die Betreiber die Börsenerlöse abzüglich Vermarktungskosten sowie die Marktprämie vom Netzbetreiber, sodass insgesamt der anzulegende Wert (aus EEG-Ausschreibungen oder Vergütungssätzen) erreicht wird. Damit partizipieren die (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) (Solarspitzen-Gesetz 2025: Das ändert sich für Solaranlagen) ist der Börsenpreis hoch, steigen ihre Erlöse über den Förderwert, ist er sehr niedrig oder negativ, tragen sie das Risiko (keine Vergütung bei Negativpreisen). Die Wahl eines geeigneten Direktvermarkters stellt sicher, dass Prognosen, Handelsaktivitäten und Meldepflichten professionell erfüllt we (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) : Beide Anlagen müssen für die Fernsteuerung ausgerüstet sein, damit der Vermarkter sie bei Bedarf abregeln kann (gesetzliche Voraussetzung für die Marktprämie).

• Flexibilisierte Fahrweise der Biogasanlage: Biogas verfügt über einen großen Vorteil: die Energie (Biomethan) ist speicherbar und d (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) steuerbar. Das Vermarktungskonzept setzt daher auf einen fahrplanoptimierten Betrieb der 2 MW-Biogasanlage. Anstatt konstant mit Volllast zu laufen, wird die Anlage so eingesetzt, dass sie vor allem zu (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) en einspeist. Typischerweise sind das die Morgen- und Abendstunden oder Phasen mit geringer erneuerbarer Einspeisung. Zu Zeiten mit Überschu (Direktvermarktung von steuerbaren Anlagen) drigen bzw. negativen Preisen (z.B. windige Nachtsunden, sonnige Mittagsspitzen) wird die Leistung gedrosselt oder die Anlage ganz heruntergefahren. Diese Flexibilisier (Direktvermarktung von steuerbaren Anlagen) ausreichende Gasspeicher vor Ort ermöglicht, sodass das Biogas zwischengespeichert werden kann. Die Politik hat solche flexiblen Biogaskonzepte gezielt gefördert – Betreiber erhielten etwa einen Flexibilitätszuschlag von 40 €/kW (nach EEG 2014) für die Installationsleistung, um Überkapazitäten für bedarfsorientierten Betrieb zu schaffen. Im Jahr 2025 dürfte die Biogasanlage entweder bereits von diesem Bonus profitiert haben oder ihn im Zuge einer Erweiterung nutzen können. Operativ bedeutet dies: der Direktvermarkter erstellt täglich einen Fahrplan für die Biogasanlage (Day-Ahead-Handel) und passt ihn ggf. kurzfristig im Intraday-Handel an, um auf Änderungen (z.B. Wetterschwankungen bei PV/Wind) zu reagieren. Der Anlagenbetreiber kann über ein Portal die geplanten Einsätze einsehen und hat die Möglichkeit, Vorgaben zu machen (z.B. Mindestlaufzeiten aus Wärmelieferverpflichtungen berücksichtigen). Durch diese bedarfsorientierte Vermarktung kann die Biogasanlage Erlöse deutlich oberhalb einer starren Einspeisung erzielen, da sie (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) n produziert, wenn Strom knapp und teuer ist.

• Teilnahme am Regelenergiemarkt (Biogas): Die Biogasanlage kann zusätzlich zur Direktvermarktung am Regelenergiemarkt teilnehmen, sofern sie die technischen Voraussetzungen erfüllt (präqualifiziert ist). Mit 2 MW Leistung kann sie zum Beispiel Minutenreserve (MRL, mFRR) oder Sekundärregelleistung (SRL, aFRR) anbieten, oft via i (Biogas: Direktvermarktung & Regelenergie) rmarkter im virtuellen Kraftwerk. In unserem Konzept wird geprüft, ob freie Kapazitäten der Anlage – etwa in Zeiten, in denen sie im Fahrplan gerade nicht voll einspeist – als **Reservel (Biogas: Direktvermarktung & Regelenergie) eitgestellt werden können. Biogasanlagen eignen sich aufgrund ihrer Steuerbarkeit hervorragend, um auf schwankende Nachfrage zu reagi (Biogas: Direktvermarktung & Regelenergie) (Biogas: Direktvermarktung & Regelenergie) tung hoch- oder herunterzufahren. Die Mehrerlöse aus Regelenergie (Kapazitäts- und Arbeitspreise bei Abruf) können das Einkommen der Anlage diversifizieren. Beispielsweise könnte die Anlage nachts in Bereitschaft sein, im Fall von Unterdeckung Leistung bereitzustellen (anstatt zu produzieren, wenn ohnehin Überschuss herrscht). Der zunehmende Wettbewerb durch Batteriespeicher in den Regelenergiemärkten wird berücksichtigt – primäre Frequenzhaltung wird 2025 oft von Batteriesystemen dominiert, jedoch in der Sekundär- und Tertiärregelung können auch Biogasanlagen noch erfolgreich mitbieten, insbesondere wenn sie ausreichend schnell regeln können. Wichtig ist, dass die Anlage und ihr BHKW die Anforderungen (z.B. Reaktionszeit, Fernabrufbarkeit durch den ÜNB) erfüllen.

• Optimierte PV-Einspeisung mit (Direktvermarktung von steuerbaren Anlagen) Steuerung: Die 1 MW-Photovoltaikanlage speist naturgemäß fluktuierend nach Sonneneinstrahlung ein. Im Konzept 2025 wird (Direktvermarktung von steuerbaren Anlagen) en, dass die Anlage entweder durch das Ausschreibungsverfahren des EEG einen anzulegenden Wert erhalten hat oder (falls älter) ab 2025 keine feste Vergütung mehr bekommt und somit voll auf Marktpreise angewiesen ist. In jedem Fall befindet auch sie sich in der Direktvermarktung. Für PV-Anlagen hat der Gesetzgeber Ende 2024 mit dem neuen "Solarspitzen-Gesetz" wichtige Änderungen beschlossen: Insbesondere erhalten neue PV-Anlagen keine Einspeisevergütung mehr bei negativen Strompreisen, d.h. in Stunden mit negativen Börsenpreisen geht der Betreiber leer aus. Im Jahr 2024 gab es bereits 457 Stunden mit negativen Preisen – ein Umfang, der voraussichtlich weiter wächst mit steigendem Solaranteil. Daher ist es zentral, dass die PV-Anlage intelligent gesteuert wird. Konkret bedeutet das: Bei prognostizierten negativen Preisen (meist zur Mittagszeit an sonnigen Tagen) sollte die Anlage abgeregelt oder ihr Strom anderweitig genutzt werden, um Verluste zu vermeiden. Unser Konzept sieht vor, eine Steuerbox/Regelungseinheit zu nutzen, die z.B. in Verbindung mit einem Batteriespeicher den PV-Stromüberschuss puffern kann. Falls die Anlage neu ans Netz geht, muss sie laut Solarspitzen-Gesetz zunächst auf 60% Einspeisekapazität begrenzt werden, bis eine solche intelligente Steuerung vorhanden ist – ein weiterer Anreiz, früh in Speicher und Steu (Solarspitzen-Gesetz 2025: Das ändert sich für Solaranlagen) ieren. Der direktvermarktete PV-Strom wird ansonsten voll eingespe (Solarspitzen-Gesetz 2025: Das ändert sich für Solaranlagen) reise ≥0 liegen, und der Betreiber erhält die Marktprämie wie gewohnt. Eigenverbrauch spielt bei einer Freiflächenanlage eher keine Rolle (anders als bei Dach-PV), außer es gäbe vor Ort Verbraucher. Daher liegt der Fokus auf markt- und netzdienlicher Einspeisung: Einspeisemanagement bei Überangebot und Teilnahme an neuen Flexibilitätsmechanismen, z.B. lokalen Spitzenglättungsprogrammen oder redispatch.

• Batteriespeicher-Integration: Ein Batteriespeicher kann das Vermarktungskonzept erheblich verbessern. Für die 1 MW-PV-Anlage würde sich ein Batteriespeicher anbieten, der z.B. 1 MWh Kapazität besitzt. Dieser könnte überschüssigen Solarstrom zwischenspeichern  (Solarspitzen-Gesetz 2025: Das ändert sich für Solaranlagen) nspeisen, wenn der Börsenpreis höher ist (klassische Arbitrage zwischen billigem Mittagstrom und teurem Abendstrom). Damit lassen sich Preiskannibalisierungseffekte reduzieren – die PV-Anlage profitiert mehr vom Abendpreis und vermindert ihre Einspeisung zu Niedrigpreiszeiten. Das oben erwähnte Solarspitzen-Gesetz betont, dass diejenigen PV-Betreiber am meisten profitieren, die ihren Solarstrom gezielt speichern oder flexibel einspeisen. Der Batteriespeicher würde genau dies ermöglichen. Außerdem kann ein solcher Speicher Regelenergie vermarkten (primär oder sekundär), da Batteriespeicher sehr schnelle Reaktionszeiten haben. Er könnte z.B. am Primärregelleistungsmarkt teilnehmen und zusätzliche Einnahmen generieren, wenn er die technischen Anforderungen (Zuverlässigkeit, Kommunikationsanbindung) erfüllt. Für die 2 MW-Biogasanlage ist ein separater Batteriespeicher weniger vordringlich, da der Gasspeicher bereits Flexibilität bietet. Allerdings könnte ein kleiner Speicher die Dynamik verbessern – z.B. Laständerungen glätten, den BHKW-Betrieb optimieren oder auch hier Primärregelleistung erbringen (in Kombination mit dem Biogas-BHKW, um noch schneller regeln zu können). Insgesamt ist 2025 davon auszugehen, dass Batteriespeicher stark an Einfluss gewonnen haben, (Solarspitzen-Gesetz 2025: Das ändert sich für Solaranlagen) (Solarspitzen-Gesetz 2025: Das ändert sich für Solaranlagen) ch Herausforderung ist: Einerseits kann unser Anlagenportfolio von Speichererlösen profitieren, andererseits glätten viele Batteriespeicher im Markt Preisspitzen, was die Peak-Erlöse z.B. für Biogas etwas reduzieren könnte. Nichtsdestotrotz rechnet sich die Integration eines Speichers für die PV-Anlage deutlich, und sie erhöht die Anpassungsfähigkeit des gesamten P (Warum Batteriespeicher für das Erreichen der Photovoltaik-Ausbauziele unerlässlich sind – pv magazine Deutschland) (Warum Batteriespeicher für das Erreichen der Photovoltaik-Ausbauziele unerlässlich sind – pv magazine Deutschland) edingungen und Wirtschaftlichkeit: Beide Anlagen haben vermutlich an den EEG-Ausschreibungen teilgenommen (PV > 750 kW, Biomasse > 150 kW sind ausschreibungspflichtig) und dadurch einen fördersatz (anzulegender Wert) erhalten. Die Vermarktungsstrategie ist so ausgelegt, dass sie innerhalb des EEG-Regelwerks optimal agiert: Keine Vergütung bei negativen Preisen wird einkalkuliert und durch Speicher/Abregelung entschärft, die Direktvermarktungspflicht wird erfüllt, Fernsteuerbarkeit ist gegeben, und die Flexibilitätsprämie bei Biogas wird genutzt. Wirtschaftlich erzielt die Biogasanlage mit diesem Konzept Einnahmen aus: Marktprämienvergütung (für die Arbeit, orientiert am Durchschnittspreis), Zusatzgewinnen durch Spitzenpreis-Einsatz, eventuellen Regelenergiebereitstellungen und der bereits eingestrichenen Flexibilitätsprämie (Capex-Förderung). Die PV-Anlage erzielt Einnahmen aus: Marktprämie für jede eingespeiste kWh (sofern Preis ≥0), gesparten Verlusten durch Vermeidung negativer Preise, Arbitragegewinnen durch den Speicher und eventuellen Regelenergieerlösen des Speichers. Beide zusammen können zudem Synergien nutzen – z.B. könnte der Speicher primär mit PV-Strom geladen werden, aber im Winter auch günstigen Nachtstrom (Windüberschuss) aufnehmen und tagsüber an Biogas-Einsatzstelle (Solarspitzen-Gesetz 2025: Das ändert sich für Solaranlagen) ls das regelbar und vertraglich abbildbar i (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) nfassend setzt das Vermarktungskonzept auf **maximale Flexibilität und Marktintegra (Marktprämienmodell: Alles, was Sie darüber wissen müssen) iogasanlage agiert als flexibler Lückenfüller im Strommix, die PV-Anlage als optimierter Einspeiser mit Speicherunterstützung. Beide nehmen aktiv am Marktgeschehen teil und reagieren auf Preissignale, anstatt statisch zu produzieren. Dies entspricht genau den Zielen des modernen Strommarktdesigns in Deutschland: erneuerbare und dezentrale Erzeuger so einzubinden, dass sie bedarfsorientiert und gewinnbringend arbeiten können. Durch den zunehmenden Einfluss von Batteriespeichern und intelligenten Steuerungen wird ein solches Konzept im Jahr 2025 nicht nur technisch machbar, sondern aus regulatorischer Sicht ausdrücklich gefördert. Es vereint die rechtlichen Vorgaben (Direktvermarktung, EEG-Marktprämie, negative-Preise-Regelung) mit den marktlichen Chancen (Spotmarktpreise, Flex-Prämien, Speichermärkten) und schafft so für beide Anlagen eine zukunftsfähige Vermarktungsstrategie.

  
  

Quellen: Die obigen Ausführungen referenzieren Informationen von EPEX SPOT​

de.wikipedia.org, Fachpublikationen und Branchendienstleistern​

interface-eu.org ​epexspot.com ​baywa-re.de

 sowie aktuelle gesetzliche Rahmenbedingungen (EEG 2023, EnWG-Novelle 2025)​

regional-photovoltaik.de, um ein fundiertes Bild des deutschen Strommarktdesigns und konkreter Vermarktungsoptionen im Jahr 2025 zu zeichnen.