Der Intraday-Handel ist der kontinuierliche kurzfristige Strommarkt, der die Lücke zwischen Day-Ahead-Auktion und physischer Lieferung schließt. Stromhändler können dort bis 5 Minuten vor Lieferung Strom kaufen oder verkaufen – für Photovoltaikanlagen in der Direktvermarktung ist er das wichtigste Instrument zur Korrektur von Prognosefehlern und Wetterabweichungen.
Funktionsweise
Drei Produkt-Typen
| Produkt | Lieferzeitraum | PV-Anwendung |
|---|---|---|
| Hour (60min) | volle Stunde | Standardprodukt |
| Half-Hour (30min) | halbstündige Slots | Profilfeinheit |
| Quarter-Hour (15min) | viertelstündige Slots | Prognose-Feinkorrektur |
Bedeutung für PV-Direktvermarkter
Solar-Direktvermarkter melden im Day-Ahead-Markt ihre erwartete Erzeugung. Wetterabweichungen (mehr/weniger Bewölkung als prognostiziert) führen zu Lieferdifferenzen, die im Intraday-Markt ausgeglichen werden:
- Erzeugung übersteigt Prognose → zusätzliches Volumen wird verkauft
- Erzeugung unter Prognose → fehlendes Volumen wird zugekauft
Die Differenz zum Day-Ahead-Preis bildet die Intraday-Marge. Bei guten Wetterprognosen sind Intraday-Gewinne möglich; bei volatilen Wetterlagen tendieren Intraday-Preise zu Aufschlägen gegenüber Day-Ahead.
Praxisbeispiel: Prognoseabweichung
Ein 5-MWp-Park hat für 14:00–15:00 Uhr eine Day-Ahead-Erzeugung von 4,5 MWh angemeldet, Preis 22 €/MWh. Real produziert die Anlage nur 3,8 MWh wegen kurzfristiger Bewölkung:
- Fehlende Liefermenge: 0,7 MWh
- Intraday-Preis 13:45 Uhr für diese Stunde: 38 €/MWh
- Zukauf: 0,7 MWh × 38 €/MWh = 27 €
- Day-Ahead-Erlös: 4,5 MWh × 22 €/MWh = 99 €
- Netto-Erlös nach Intraday-Korrektur: 99 € − 27 € = 72 €
- Alternative (kein Intraday): Bilanzkreis-Ausgleichsenergie zum Ausgleichsenergiepreis von z. B. 95 €/MWh → teurer
Bedeutung im Bilanzkreis-Management
Der Intraday-Markt ist das primäre Werkzeug, mit dem Direktvermarkter ihren Bilanzkreis ausgleichen. Ohne aktiven Intraday-Handel würden Prognoseabweichungen direkt zu teurer Ausgleichsenergie führen. Professionelle Direktvermarkter erzielen durch geschickte Intraday-Optimierung typische Mehrerlöse von 0,2–0,5 ct/kWh – ein nicht zu unterschätzender Cashflow-Faktor bei Großanlagen.
Volumen und Volatilität
Der deutsche Intraday-Markt 2024 verarbeitet rund 110–140 TWh pro Jahr (15–20 % des Day-Ahead-Volumens). Die Volatilität ist deutlich höher: Intraday-Preise können sich innerhalb von 15 Minuten um 100 €/MWh oder mehr bewegen, besonders bei plötzlichen Wetterumschwüngen oder Kraftwerksausfällen.
FAQ Intraday-Handel Strom
Was ist der Unterschied zum Day-Ahead-Markt?
Day-Ahead ist eine einmalige Auktion am Vortag mit Uniform Pricing. Intraday ist ein kontinuierlicher Handel mit Pay-as-Bid bis 5 Minuten vor Lieferung.
Welche Rolle spielt die 15-Minuten-Granularität?
Sie erlaubt die Feinanpassung an reale Erzeugungsprofile (kurze Wolkenphasen, Wetter-Volatilität) und reduziert Ausgleichsenergie-Kosten.
Wie viel Intraday-Mehrerlös ist realistisch?
Professionelle Direktvermarkter erreichen typischerweise 0,2 bis 0,5 ct/kWh Mehrerlös gegenüber reiner Day-Ahead-Vermarktung.
Können Privatanlagen am Intraday teilnehmen?
Nicht direkt. Privatanlagen sind über ihren Direktvermarkter angeschlossen, der das Intraday-Handeln für ein Anlagenportfolio bündelt.
Warum sind Intraday-Preise oft höher als Day-Ahead?
Knappheitsaufschläge: Wer kurzfristig kaufen muss, zahlt typischerweise mehr. Bei Überangebot kann der Intraday-Preis aber auch deutlich unter Day-Ahead fallen.
Hinweis: Allgemeine fachliche Information, keine Anlageberatung. Strommarkt-Mechanismen verändern sich regulatorisch laufend – aktuelle Werte und Verträge sollten mit qualifizierten Energiehändlern, Bankenpartnern und Steuerberatern abgestimmt werden.
