Day-Ahead-Spreads sind nur die Spitze des Eisbergs. Wer Elektrodenkessel, Batteriespeicher oder KWK-Anlagen ausschließlich gegen Day-Ahead-Preise rechnet, übersieht den Großteil der möglichen Erlöse – und lässt Investitionsentscheidungen oft an einer Wirtschaftlichkeit scheitern, die in Wahrheit längst gegeben wäre. Wie viel tatsächlich auf dem Tisch liegt, wenn Spot- und Regelreservemärkte zusammen gedacht werden, zeigt der aktuelle VIK-Fachbeitrag von Dr. Markus Fleschutz.
— Hinweis: Dies ist eine Zusammenfassung des Beitrags „Marktübergreifende Flexibilitätsvermarktung in der Industrie – Erlöspotenziale, geeignete Anlagen und regulatorische Perspektiven“ von Dr. Markus Fleschutz, erschienen in den VIK Mitteilungen 2|26. Den kompletten Beitrag finden Sie unten auf der Seite als PDF —
Strommarkt-Volatilität als Erlösquelle für energieintensive Industrie
576 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen im Jahr 2025, fast neunmal so viele wie 2022. Vierstellige Intraday-Spreads, die zur Normalität werden. Regelleistungspreise, die seit der Energiekrise auf einem Vielfachen des früheren Niveaus liegen. Für energieintensive Standorte ergibt sich daraus eine paradoxe Lage: Dieselbe Volatilität, die Energiekosten schwer kalkulierbar macht, ist zugleich die Grundlage für neue Erlöspotenziale. Dabei müssen alle relevanten Marktbereiche – Day-Ahead-Auktion, kontinuierlicher Intradayhandel und Regelreserve (FCR, aFRR, mFRR) – in die Flexibilitätsvermarktung einbezogen werden.
Cross-Market-Optimierung: Erlöse über Spot- und Regelreservemärkte hinweg
Statt einem starren Fahrplan zu folgen, wird eine flexible Anlage bei der Cross-Market-Optimierung algorithmisch und in Echtzeit zwischen Day-Ahead-Auktion, Intradayhandel und Regelreserve disponiert – immer dorthin, wo der Deckungsbeitrag am höchsten ist. Auswertungen historischer Marktdaten zeigen, dass sich die Erlöse hochflexibler Anlagen gegenüber einer reinen Day-Ahead-Strategie häufig mehr als verdreifachen lassen. Natürlich ist nicht jeder Anlagentyp im gleichen Maße für die Vermarktung an allen Märkten geeignet. Als besonders vorteilhaft haben sich Batteriespeicher, Power-to-Heat-Anlagen, sowie Dampfturbinen, Gasturbinen und GuD-Kraftwerke erwiesen. Auch verschiebbare Industrieprozesse ermöglichen Erlöse ohne Investition in neue Anlagen. Und selbst Standorte ohne eigene Flexibilitätsanlagen können durch eine algorithmische Bewirtschaftung des Bilanzkreises etwa bei PPA-gekoppeltem Strombezug die Ausgleichsenergiekosten messbar senken.
Netzanschluss und AgNes-Reform: regulatorische Treiber für industrielle Flexibilität
Ein häufig übersehener Aspekt ist der wirtschaftliche Wert einer bereits genehmigten Netzanschlussleistung. Neue Anschlüsse dauern Jahre, werden teils nur als Flexible Connection Agreement (FCA) erteilt oder ganz abgelehnt. Freiwerdende Kapazität beim Rückbau fossiler Bestandsanlagen sollte daher für flexible Neuanlagen vorgehalten werden. Parallel verändert die laufende Netzentgeltreform (AgNes) die Spielregeln: Das heutige System für Sondernetzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV bestraft flexibles Verhalten, die diskutierten Nachfolgemodelle sollen diesen Anreiz umkehren. Daraus ergeben sich konkrete Konsequenzen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen, Anlagendimensionierung und die Einbindung spezialisierter Flexibilitätsdienstleister.
Der ausführliche Beitrag ordnet die relevanten Marktbereiche mit ihren technischen Anforderungen und Erlösstrukturen in einer kompakten Übersicht ein, beschreibt detailliert die geeigneten Anlagentypen, erklärt warum Cross-Market-Optimierung längst kein Nischenthema mehr und auch für Industrieunternehmen ohne flexible Großanlagen möglich ist und gibt Handlungsempfehlungen für die Praxis.
