Day-Ahead-Strompreis und Windstromprognose für Deutschland

Prognose des deutschen Strompreises

Deutschland und Luxemburg bilden eine gemeinsame Gebotszone, für die ganze Zone gilt also ein einziger Day-Ahead-Preis. OpenWindCast prognostiziert alle 24 Stunden des morgigen Liefertags und nutzt dabei ausschließlich Informationen, die vor Schluss der Auktion verfügbar sind.

Die deutsche Day-Ahead-Auktion legt für die deutsch-luxemburgische Gebotszone einen Preis je Stunde fest und schließt um 12:00 Uhr MEZ für den folgenden Liefertag. Jede Prognose hier nutzt ausschließlich Informationen, die vor diesem Zeitpunkt verfügbar waren, und deckt alle 24 Stunden ab, in Euro je Megawattstunde.

Dies ist die größte und am stärksten vernetzte Preiszone Europas. Deutschland ist mit elf benachbarten Zonen gekoppelt, sechs davon innerhalb der lastflussbasierten Core-Region, in der die Grenzen keine einfachen Leitungen mit festen Limits sind, sondern ein gemeinsamer Satz physikalischer Restriktionen, der als Ganzes gelöst wird. Eine Folge, die beim Lesen der Tabelle hilft: In vielen Stunden wird der deutsche Preis von Erzeugung bestimmt, die gar nicht in Deutschland steht. Die Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke, die nordische Wasserkraft, der Wind in den Niederlanden und in Dänemark und die Frage, wie viel davon physisch den deutschen Markt erreichen kann, bewegen ihn allesamt.

Deutschland ist auch der Ort in Europa, an dem sich am deutlichsten zeigt, was ein sehr großer Bestand an erneuerbaren Energien mit einem Preis macht. Rund 100 GW Photovoltaik und 70 GW Wind stehen einer Nachfrage gegenüber, die selten über 80 GW liegt. An einem hellen, windigen Frühlingssonntag steht deshalb weit mehr Erzeugung ohne Brennstoffkosten zur Verfügung, als die Nachfrage aufnehmen kann, und der Preis wird negativ: Erzeuger zahlen dafür, weiterzulaufen, statt abzuschalten. Ungewöhnlich ist das nicht mehr. Knapp 6 Prozent der Stunden des vergangenen Jahres schlossen unter null, und der Anteil ist seit 2023 jedes Jahr gestiegen. Es ist ein Mittagsphänomen, getrieben von der Photovoltaik, und einige Stunden später folgt eine Abendspitze, wenn die Sonne untergegangen ist und wieder die thermischen Kraftwerke den Preis setzen. Das Tagesprofil ist hier keine flache Linie mit zwei Buckeln.

Seit die letzten drei Kernkraftwerke im April 2023 vom Netz gegangen sind, stehen an der Spitze der deutschen Merit-Order Gas, Steinkohle und Braunkohle. Welcher Energieträger den Preis setzt, hängt von den Brennstoff- und CO₂-Preisen ab, und das ist einer der Gründe, warum ein Day-Ahead-Preis in dieser Zone von einem Monat zum nächsten auf einem ganz anderen Niveau liegen kann, während sein Tagesprofil wiedererkennbar bleibt.

Die Auktion findet einmal statt, und der Preis, den sie ermittelt, ist endgültig. Genau das macht die Aufzeichnung auf dieser Seite möglich. Jede veröffentlichte Prognose wird einmal geschrieben und nie geändert, und der Preis, zu dem die Auktion tatsächlich abgeschlossen hat, wird ihr Stunde für Stunde gegenübergestellt, sobald er feststeht, auch an den Tagen, an denen die Prognose danebenlag. Die Stunden sind der Auktionstag in MEZ, für Deutschland ganzjährig zugleich Ortszeit.

Die Preisprognose und die deutsche Windprognose sind getrennte Produkte, werden getrennt bewertet und haben auf dieser Seite jeweils eine eigene Aufzeichnung.

Windprognose für Deutschland

Deutschland hat den größten Bestand an Onshore-Windenergieanlagen in Europa, mit Schwerpunkt im Norddeutschen Tiefland. Die Prognose deckt die Onshore-Windenergie in der Gebotszone DE-LU ab und wird an der Day-Ahead-Prognose gemessen, die die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber über die ENTSO-E-Transparenzplattform veröffentlichen.

Der deutsche Anlagenbestand ist sehr groß und weit verteilt, mit den stärksten Konzentrationen in Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Brandenburg und Sachsen-Anhalt. Diese Größe verändert die Prognoseaufgabe. Bei einem Bestand, der sich über den größten Teil eines großen Flächenlandes erstreckt, trifft ein Wettersystem, das über einer Region zu spät ankommt, über einer anderen oft zu früh ein, und diese Unterschiede gleichen sich in der nationalen Summe teilweise aus. Deshalb zeigen große, weit verteilte Bestände in der Regel einen geringeren Prognosefehler im Verhältnis zur Leistung als kleine, und das ist eine Eigenschaft des Bestands, nicht eines bestimmten Prognoseanbieters.

Der Vergleichsmaßstab

Vergleichsmaßstab ist die Day-Ahead-Prognose für Onshore-Wind der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW, aggregiert für die Gebotszone DE-LU und über die ENTSO-E-Transparenzplattform veröffentlicht. Sie wird am Tag ihrer Veröffentlichung erfasst und danach nicht mehr verändert, sodass der Vergleich immer mit dem erfolgt, was der Markt vor Auktionsschluss tatsächlich sehen konnte.

Was für Deutschland veröffentlicht wird

Ein Wert pro Tag: die Onshore-Windstromerzeugung morgen um 11:00 Uhr Ortszeit, als Auslastung und in Megawatt. Sobald die eigene Prognose der deutschen ÜNB für diesen Tag veröffentlicht ist, wird sie erfasst und festgeschrieben, und sobald die gemessene Erzeugung feststeht, werden beide Prognosen daran bewertet. Jeder Tag kommt in die Aufzeichnung oben, und nichts wird später entfernt oder umgeschrieben. So wird gemessen.