In der Regelreservevermarktung ist Flexibilität ein zentrales Gut. Doch unsere jüngste Analyse des aFRR-negativen Leistungsmarkts zeigt, dass Flexibilität häufig nicht dort eingesetzt wird, wo sie wirtschaftlich den größten Unterschied macht. Chancen bleiben ungenutzt – durch unzureichend abgestimmte Gebotsstrategien, fehlende Prognosefähigkeiten oder operative Engpässe.
Beobachtung: Systematische Preisverzerrungen
Seit Ende Juni beobachten wir in den 4-Stunden-Zeitscheiben ab 08:00, 12:00 und 16:00 Uhr ein wiederkehrendes Muster. Der jeweils niedrigste Gebotspreis liegt konstant bei exakt 5,00 €/MW/h. Das betrifft den aFRR-negativen Leistungsmarkt, also die Sekundärregelleistung zum Reduzieren der Einspeisung oder zum Erhöhen des Verbrauchs.
Systematische Unterbietung am Morgen?
Seit dem 27. Juni 2025 liegt der niedrigste Gebotspreis in der aFRR- Leistungsmarkt (negativ) – Zeitscheibe 08:00–12:00 Uhr konstant bei 5,00 €/MW/h. Der Markt zahlt deutlich mehr – warum bleibt so viel liegen?
Mittagszeit = Margenzeit – oder doch nicht?
Auch in der Zeitscheibe 12:00–16:00 Uhr beobachten wir regelmäßig ein Preisminimum von exakt 5,00 €/MW/h. Ein Hinweis auf nicht-optimierte Standard-Gebotsstrategien.
Nachmittags weiter im Tiefflug!
Die Preisanomalie setzt sich fort. In der Zeitscheibe 16:00 bis 20:00 Uhr wiederholt sich das Muster mit 5,00 €/MW/h. Flexibilität ist vorhanden, wird aber nicht strategisch bepreist.
Hintergrund: Pay-as-bid-Prinzip entscheidet über Marge
Im aFRR-Leistungsmarkt erfolgt die Vergütung nach dem Pay-as-bid-Prinzip. Das bedeutet: Wer niedrig bietet, wird zwar häufig bezuschlagt, verzichtet aber auf erhebliche Erlöse. Denn auch wenn der Markt bereit ist, deutlich mehr zu zahlen, erhält der Anbieter nur den von ihm gebotenen Preis.
Verschenkte Erlöse: Bis zu 50.000 €/MW bei falscher Gebotsstrategie
Unsere Auswertung zeigt: In den betroffenen Zeitscheiben liegen die durchschnittlichen Marktpreise zwischen 20 und 60 €/MW/h. Anbieter, die konstant mit 5 €/MW/h agieren, verzichten je nach Marktlage auf bis zu 55 €/MW/h. Hochgerechnet ergibt sich daraus eine monatliche Erlöslücke von rund 5.000 bis 20.000 Euro pro Megawatt installierter Flexibilität.
Eine aktuelle Analyse eines konkreten Marktteilnehmers zeigt sogar: Allein zwischen dem 27. Juni und dem 15. Juli wurden mindestens 31.427 €/MW verschenkt. Grundlage dieser Zahl ist ein Vergleich mit dem 25. Perzentil statt eines konstanten Gebots von 5 €. Wenn sich der Trend fortsetzt, hätte der betreffende Teilnehmer im gesamten Juli rund 51.276 €/MW an potenziellen Erlösen verschenkt.
Ursache: Standardisierte Gebotslogiken
Die Ursachen für diese suboptimalen Ergebnisse sind vielfältig, aber häufig auf mangelndes Marktwissen, fehlende Prognosemodelle oder unzureichende operative Ressourcen zurückzuführen. In vielen Fällen kommen zu einfache, standardisierte Gebotsstrategien zum Einsatz, die nicht auf die Dynamik des Strommarkts reagieren.
Fazit: Märkte sind da. Erlöse auch. Nur an der Gebotsstrategie fehlt es oft
Technik allein reicht nicht. Wer Flexibilität wirtschaftlich erfolgreich vermarkten will, braucht fundiertes Marktverständnis, leistungsfähige Algorithmen, präzise Prognosen und operative Exzellenz.
Wir unterstützen Unternehmen dabei, das volle Potenzial ihrer Anlagen auf allen relevanten Kurzfristmärkten zu erschließen – mit datengetriebener Handelsoptimierung, Cross-Market-Strategien und persönlicher Begleitung. Sprechen Sie uns gerne an.
