EPEX Spot Dayahead Auktion

mini |400px |Die Stundenstrompreise für den 10. Februar 2024 nach der Auktion vom 9. Februar 2024 Die Dayahead Auktion der EPEX SPOT ist Teil des sog. Single Day-Ahead Coupling (SDAC) und zentral für die Preisfindung auf den kurzfristigen Strommärkten. In dieser Auktion wird täglich um 12 Uhr MEZ mit einem komplexen Optimierungs-Algorithmus namens EUPHEMIA (EU Pan european Hybrid Electricity Market Integration Algorithm) europaweit ein markträumender Preis für die 24 Stunden des nächsten Tages ermittelt. EUPHEMIA ermittelt weiterhin:

die bezuschlagten Volumina die Nettoposition jeder Gebotszone den Fluss durch die Interkonnektoren

Der Algorithmus berücksichtigt somit die Lieferengpässe des europäischen Stromnetzwerks. In unterschiedlichen Bietzonen entstehende unterschiedliche Preise können nur angeglichen werden, wenn die Lieferung von Strom von der billigen in die teurere Bietzone möglich ist. Im Anschluss werden auch alle Stromhandelsgeschäfte an und von der Börse, die den ausgeführten Geboten entsprechen, generiert.

Am 1. Oktober 2025 wurde die Dayahead Auktion auf Viertelstundenprodukte umgestellt. Es werden dann in der Auktion die Preise für die 96 Viertelstunden des Folgetages ermittelt.

Funktion der Auktion im Stromhandel

Stromversorger beschaffen ihren erwarteten Bedarf im Wesentlichen bereits ein oder mehrere Jahre vorher auf den Terminmärkten. Ebenso verkaufen auch die Kraftwerksbetreiber ihre erwartete Produktion bereits auf Termin. Entsprechend ist das Handelsvolumen an den Terminmärkten um mehr als das 7-fache höher als an den Spotmärkten. mini|Terminmarktprodukte Base und Peak: Base ist eine durchgehende Bandlieferung. Peak eine Bandlieferung von 8:00–20:00 Uhr Die EPEX Spot Dayahead Auktion, in der im Idealfall ein europaweit einheitlicher Preis für jede Stunde des Folgetages ermittelt wird, ist ein Ausgleichsmarkt für unerwartete Mengenänderungen.

Sie ermöglicht, Stromprodukte in Viertelstundengranularität zu handeln, während auf dem Terminmarkt im Wesentlichen nur die groben Produkte Base- und Peak gehandelt werden können. Dies ermöglicht kleine Anpassungsgeschäfte, die notwendig sind, um den mit Base- und Peakprodukten approximativ beschafften oder verkauften Fahrplan an den genauen Bedarf des Versorgers oder den genauen Fahrplan des Kraftwerks anzupassen.

In der Auktion stehen somit nicht Versorger auf der Kaufseite und Kraftwerksbetreiber auf der Verkaufsseite. Vielmehr steht auf der Kaufseite beispielsweise ein Windpark, der seine Produktion für den Folgetag überschätzt hat und nun Mengen zurückkaufen muss, um seine Terminverpflichtungen zu erfüllen. Auf der Verkaufsseite steht auch ein Versorger, der seine Absatzmengen überschätzt hat und nun zu viel beschaffte Mengen kurzfristig wieder verkaufen muss. Weiterhin kann ein Versorger oder Kraftwerksbetreiber für den Folgetag in einzelnen Stunden verkaufen und in anderen kaufen, um seine auf Termin abgesicherte Position der stundenscharfen Prognose für den Folgetag anzupassen.

Die EPEX SPOT Dayahead Auktion bestimmt aber die tatsächliche Fahrweise der Kraftwerke. Das liegt daran, dass ein Kraftwerk jeden Tag am Spotmarkt eine oft als Make-or-Buy zusammengefasste Entscheidung trifft. Hat das Kraftwerk seinen erzeugten Strom bereits zum auskömmlichen Preis am Terminmarkt verkauft, aber am Spotmarkt ergibt sich ein Preis unter Grenzkosten, dann ist es für das Kraftwerk sinnvoll, den Strom nicht zu produzieren und stattdessen am Spotmarkt (zurück) zu kaufen. Hat es auf Basis der Terminpreise ursprünglich entschieden zu stehen und nichts verkauft, wird es trotzdem spontan entscheiden zu fahren und Geld zu verdienen, wenn es sich auf Basis der Spotpreise lohnt (siehe Kraftwerkseinsatzoptimierung). Somit muss der Spotpreis genau so hoch sein, dass er die Grenzkosten aller benötigten (und keiner zusätzlichen) Kraftwerke deckt.

Allerdings werden an der Börse nicht nur Gebote für einzelne Stunden, sondern, um den An- und Abfahrrestriktionen der Kraftwerke Rechnung zu tragen, auch Blockgebote und Gebote für Fahrpläne für mehrere Stunden verarbeitet. Auch solche Gebote sind dann im Geld, wenn der gebotene Preis pro erzeugte kWh erzielt wird. Bei einer Preissetzung nach Grenzkosten ist dies der Fall, wenn die Erlöse für den Fahrplan insgesamt die Grenzkosten der Erzeugung des gesamten Fahrplans decken. Dies schließt nicht aus, dass einzelne Preise im gebotenen Block negativ sind, wenn dies durch sehr hohe Preise, z. B. in der darauf folgenden Stunde, wieder ausgeglichen wird. Preisspitzen und negative Preise, wie sie regelmäßig an der Börse entstehen, stehen somit nicht im Widerspruch zu dem Prinzip einer Preissetzung nach Grenzkosten.

Das Merit-Order-Modell ist ein sehr einfaches Modell, um große Preiseffekte am Spotmarkt zu erklären. Es arbeitet mit Grenzkosten auf stündlicher Basis und vernachlässigt An- und Abfahrrestriktionen. In vielen Studien werden dabei die beim An- und Abfahren entstehenden Kosten entweder überhaupt nicht erwähnt, so z. B. in der vielbeachteten Studie des Fraunhoferinstitutes zum Preiseffekt erneuerbarer Energien aus dem Jahr 2007, oder auf den Zeitraum umgelegt, den das Kraftwerk fährt oder bietet. Die Tatsache, dass viele Kraftwerke An- und Abfahrrampen haben und einen Mindestzeitraum laufen müssen, bevor sie wieder abfahren können, oder tatsächlich z. B. wegen Fernwärmeleistungsverpflichtungen im Zwangsbetrieb fahren, wird in diesen Studien unbeachtet gelassen. Somit vernachlässigt das Modell die Interdependenz von Tagespreisen und modelliert keine Preisspitzen.

Bietzonen

Die Bietzonen (auch bidding zones, Gebotszonen oder Strompreiszonen genannt) sind geografische Regionen, für die immer ein einheitlicher Clearingpreis ermittelt wird. Zwischen den Bietzonen werden für die europaweite Angleichung der Preise Netzengpässe berücksichtigt. Die Bietzonen entsprechen im Wesentlichen den europäischen Ländern. Deutschland und Luxemburg befinden sich in einer Bietzone. Anfallende Netzentgelte bei Bietzonen-übergreifenden Geschäften werden bei der Optimierung berücksichtigt.

Gebotsstrukturen Der Euphemia-Algorithmus lässt eine Vielzahl unterschiedlicher Gebote zu. Zu unterscheiden sind dabei in erster Linie Stunden- und Blockgebote.

Stundengebote Die Stundengebote werden ab dem 11. Juni 2025 auf 15-Minuten-Gebote umgestellt.

Ein Stundengebot muss jedem möglichen Preis eine Menge zuordnen, die auch Null oder negativ sein kann. Darüber hinaus gibt es verschiedene Möglichkeiten:

Stundengebote können eine Stufenform haben. Auf der Angebotsseite bedeutet dies: Ab einem Preis wird eine Menge angeboten, ab einem höheren Preis eine größere Menge . Auf der Nachfrageseite bedeutet es: Bis zu einem Preis wird eine Menge nachgefragt, bei einem höheren Preis ist die nachgefragte Menge geringer. Bei jedem Limitpreis hat dann die aggregierte Gebotskurve einen Sprung. Stundengebote können stückweise linear sein. In der deutsch-luxemburgischen Bietzone ist dies stets der Fall. Damit sind dann die aggregierten Angebots- und Nachfragekurven auch stückweise linear.

Für die Stundengebote der deutschen Bietzone können bis zu 256 verschiedene Preis-Mengen-Kombinationen für jede Stunde des Folgetages spezifiziert werden. Die 256 Preise müssen nicht für jede Stunde gleich sein. Preislimits können auf 0,1 €/MWh genau gesetzt werden. Der Minimalpreis der EEX ist derzeit -500 €/MWh, der Maximalpreis 4000 €/MWh. Mindestens diesen Preisen müssen Mengen zugewiesen werden. Dazwischen können für beliebig viele weitere Preise Mengen genannt werden. Nicht genannte Mengen für bestimmte Preise werden aus den zugeordneten Mengen benachbarter Preise interpoliert.

Beispiel: Stadtwerk Vertrieb in Deutschland Ein Stadtwerk möchte unlimitiert (d. h. zu jedem Preis) 60 MW in der 5. Stunde des Tages kaufen. Das Kaufgebot sieht so aus: +Stunde 5-50040006060 Zum Preis von -500 €/MWh kauft es 60 MW, ebenso zu 4000 €/MWh. Zu jedem dazwischen liegenden Preis wird die Menge interpoliert. Da links und rechts 60 MW steht, ergibt sich für alle dazwischen liegenden Preise ebenfalls eine Menge von 60 MW.

Beispiel: Kraftwerk in Deutschland Ein Kraftwerk hat variable Kosten von etwa 60 €/MWh und möchte liefern, sobald der Preis 62 €/MWh überschreitet. Das Verkaufgebot sieht so aus: +Stunde 5-50061,962,04000003030 Liegt der Preis zwischen -500 €/MWh und 61,9 €/MWh so liefert das Kraftwerk nichts, liegt der Preis über 62 €/MWh, so liefert das Kraftwerk 30 MW. Zwischen einem Preis von 61,9 €/MWh und 62 €/MWh bietet das Kraftwerk die interpolierte Menge. Das heißt zu einem Preis von 61,95 €/MWh liefert es nur noch 15 MW.

Aggregierte Gebotskurven Da in der Bietzone Deutschland und Luxemburg die Stundengebote auf der Angebots- und auf der Nachfrageseite jeweils stückweise linear sind, sind die aggregierten Angebots- und Nachfragekurven auch stückweise linear. In gewöhnlichen Marktlagen gibt es bei sehr hohen Preisen einen Überschuss an Verkäufern und bei sehr niedrigen Preisen einen Überschuss an Käufern. Die aggregierte Angebotskurve schneidet sich dann mit der aggregierten Nachfragekurve in einem eindeutig bestimmten Punkt bestehend aus einem Preis und einer Menge. Dieser Preis wäre sodann der markträumende Preis, d. h. derjenige Preis, bei dem Angebot und Nachfrage gleich sind, wenn nicht die Blockgebote hinzukommen würden.

Blockgebote Zusätzlich zu einem einfachen Gebot können an der Day-Ahead Auktion der Börse pro Teilnehmer bis zu 100 Blockgebote abgegeben werden. Blockgebote sind auf die Bedürfnisse von Kraftwerksbetreibern abgestimmt. Für Kraftwerke ist der Preis einer einzelnen Stunde in der Regel nicht interessant. Rein technisch sind sie in der Regel nicht in der Lage, einzelne Stunden zu liefern. Wegen hoher An- und Abfahrkosten sind sie daran interessiert, ob es lohnt, für einen Zeitraum von mehreren Stunden hochzufahren und danach wieder abzufahren. Dies lohnt sich, wenn der Durchschnittspreis über mehrere Stunden einen Zielpreis über den variablen Kosten des Kraftwerks erreicht.

Ein einfaches Blockgebot enthält die Angabe „Kauf“/„Verkauf“, einen oder mehrere Zeiträume aufeinanderfolgender Stunden im Gebotszeitraum, jeweils konstante Mengen pro Stunde für die jeweiligen Zeiträume und einen Preis in €/MWh. Weiterhin kann ein Blockgebot als all-or-nothing oder als executed-above-a-minimum-acceptance-ratio definiert werden. Im zweiten Fall kann das Gebot teilausgeübt werden. Es wird dann für jede Stunde des Blockgebots derselbe Teil ausgeübt.

In diesem einfachen Beispiel möchte ein Kraftwerksbetreiber in den Peakstunden von 8:00 bis 20:00 Uhr eine Menge von 30 MW zu einem (durchschnittlichen Preis) von 60 €/MWh liefern. Er ist nicht bereit nur einen Teil der Menge zu liefern, das Gebot muss als ganzes oder gar nicht ausgeübt werden. +ZeitraumMengePreisArtPeak3060all-or-nothing

Aus Blockgeboten können verbundene Gebote (linked block orders) konstruiert werden, zum Beispiel kann bestimmt werden, dass Gebote nur gemeinsam oder nur komplementär ausgeübt werden können. Eine gemeinsame Gebots-Ausübung kommt zum Beispiel den Bedürfnissen von Pumpspeicherkraftwerken entgegen: Damit das Kraftwerk als Anbieter lieferfähig ist, muss es vorher als Nachfrager Strom eingespeichert haben. Durch exklusiv verbundene (= sich gegenseitig ausschließende) Gebote (exclusive block orders) lässt sich hingegen ein Kraftwerkseinsatz zeitlich optimieren. Beispiel: Ein Kraftwerk möchte 6 Stunden am Tag fahren, wobei es dem Betreiber egal ist, wann der 6-Stunden-Zeitraum stattfindet. Dies lässt sich durch eine Serie von exklusiv verbundenen Geboten für verschiedene Tageszeiten abbilden. Von diesen Geboten kommt dann maximal eines zur Ausführung, und zwar dasjenige mit dem höchsten erzielbaren Durchschnittspreis.