Erlöspotentiale für Unternehmen durch Lastverschiebung bei dynamischer EEG-Umlage

Transkript

1 Erlöspotentiale für Unternehmen durch Lastverschiebung bei dynamischer EEG-Umlage Kurzstudie im Auftrag der Bundesnetzagentur Berlin, 01. Dezember 2014

2 Inhalt 1. ZUSAMMENFASSUNG METHODIK Ermittlung der für die Lastverschiebung relevanten Stunden Nutzungsgrad des preislichen Verschiebpotentials Ermittlung der Nachfrageelastizität ERGEBNISSE Einsparungen durch Lastverschiebung Sensitivitätsanalyse der Ergebnisse Kritische Würdigung der Ergebnisse QUELLENVERZEICHNIS KURZPORTRAIT ENERGY BRAINPOOL

3 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Methodik zur Ermittlung des Einsparpotentials durch Lastverschiebung... 5 Abbildung 2: Beispiel für die Lastverschiebungen auf Basis der Strompreise inklusive der dynamischen EEG-Umlage (1. Januar 2012)... 7 Abbildung 3: Geordnete Preisdifferenzen als Anreiz zur Lastverschiebung... 8 Abbildung 4: Gebotsnachfragekurve vom :00 Uhr für Deutschland/Österreich (Day-Ahead Auktion)... 9 Abbildung 5: Vereinfachende Methodik zur Ermittlung der Nachfrageelastizität Abbildung 6: Einsparungen durch Lastverschiebungen für acht reale Lastgänge Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Übersicht über die Kosten und Einsparungen der Lastgänge durch Lastverschiebung

4 1. Zusammenfassung Die Studie Erlöspotentiale für Unternehmen durch Lastverschiebung bei dynamischer EEG- Umlage untersucht, in welcher Höhe von Unternehmen durch Lastverschiebungen Kosteneinsparungen für den Strombezug erreicht werden können. Die Untersuchung erfolgt für acht Lastgänge realer Unternehmen. Die Grundlage zur Ermittlung des Erlöspotentials bildet dabei das Konzept der dynamischen EEG-Umlage. Hierfür wird auf die stündlichen Strompreise der Spotmarktauktion an der EPEX Spot SE ein variabler Kostenbestandteil addiert, welcher die dynamische EEG-Umlage darstellt und sich nach dem Preisniveau der entsprechenden Stunde richtet. Die dynamische EEG-Umlage wird mit einem Faktor multiplikativ aus den stündlichen Strompreisen berechnet. Die vorliegende Untersuchung wurde mit einem Faktor von 1,2 durchgeführt. Mit dem Ziel einer konservativen Abschätzung der Erlöspotentiale wird davon ausgegangen, dass eine vollständige Lastverschiebung zur Ausnutzung aller Preisdifferenzen aus prozess- und nutzertechnischen Gründen für die Nachfrager nicht in allen Stunden möglich ist. In der vorliegenden Untersuchung werden daher die folgenden limitierenden Rahmenannahmen getroffen: Lastverschiebung um maximal vier Stunden in vor- oder nachfolgende Stunden; Lastverschiebung nur in den vorteilhaftesten 30 % bzw. 60 % aller zur Lastverschiebung nutzbaren Stunden; Verschiebung nur eines Teils der Last in Abhängigkeit der Nachfrageelastizität bei entsprechendem Preisdifferenzniveau, d. h. die verschiebbare Last ist umso geringer, je kleiner die betrachtete Preisdifferenz ist. Im ersten Schritt wird die Preisstruktur der um die dynamische EEG-Umlage erhöhten Preiszeitreihe untersucht. Für jede Stunde wird innerhalb des definierten Vierstundenintervalls bestimmt, zu welcher der drei Folgestunden die größte Preisdifferenz besteht und wie hoch diese Differenz ausfällt. Es werden also jeweils die Stunden zu Paaren zusammengefügt, die aus preislicher Sicht die attraktivste Verschiebungsmöglichkeit darstellen. Als Ergebnis wurden für die 8784 Stunden des für die Untersuchung herangezogenen Jahres 2012 (Schaltjahr) folglich 4392 Preisdifferenzen ermittelt, die ein Unternehmen durch Lastverschiebung nutzen kann, um seine Strombezugskosten zu senken. Der Umfang der möglichen Lastverschiebung, d. h. der Prozentsatz ihrer aktuellen Last, der maximal verschoben werden kann, ist bei jedem Unternehmen unterschiedlich und von vielen Einflussfaktoren abhängig. Zur Bestimmung einer allgemeingültigen Nachfrageelastizität wird als Beispiel eine bereinigte Gebotsnachfragekurve der Spotmarktauktion verwendet, aus der sich die Elastizität des Gesamtmarktes ermitteln lässt. 3

5 Die aus den Marktdaten berechnete Nachfrageelastizität ist aktuell gering, sodass die Einsparungen durch Lastverschiebung ebenfalls gering ausfallen. Sie liegen in der Untersuchung für alle Lastgänge sowohl bei Ausnutzung von 60 % als auch bei 30 % der möglichen Verschiebungen bei etwa 1 % der Gesamtkosten des Strombezugs. Eine Sensitivitätsanalyse zeigt ferner die Spannbreite des Einsparpotentials über die einschränkenden Annahmen für das Lastverschiebepotential hinaus: Die Erhöhung der Nachfrageelastizität ermöglicht größere Einsparungen als die Ausweitung der Lastverschiebung auf weitere, bisher nicht genutzte Preisdifferenzen. 4

6 Absolute Preisdifferenz bei maximaler Verschiebung von 4 Stunden in EUR/MWh Einsparungen in Bezug auf die Gesamtkosten Gesamtkosten in Millionen Euro Strompreis in EUR/MWh Verschiebung der Last in Stunden Anteil stündlicher Lastverschiebung des Unternehmens 2. Methodik Ziel der Untersuchung ist, die Lastanpassungs- sowie die daraus resultierenden Einsparpotenziale bei den Strombezugskosten verschiedener Unternehmen bei Anwendung einer dynamischen EEG-Umlage im heutigen Energiemarkt zu beschreiben. Abbildung 1 veranschaulicht die dabei angewandte Methodik, die in enger Absprache mit dem Auftraggeber entwickelt wurde und im Folgenden beschrieben wird. Vereinfachtes Lastverschiebungsmodell 1 Identifikation lukrativer Stunden 3 Modell Nachfrageelastizität % % % % Erhöhung der Last Verringerung der Last Preis (inkl. Dynamischer EEG-Umlage) Strompreis EPEX SPOT SE % 0% -500 Gebotspreis in EUR/MWh Strompreis inkl. dyn. EEG-Umlage in EUR/MWh Nutzung möglicher Preisdifferenzen Einsparung durch Lastverschiebung % der besten Preisdifferenzen 30% der besten Preisdifferenzen Preisdifferenzen ohne dyn. EEG-Umlage Preisdifferenzen mit dyn. EEG-Umlage Stunden 1,4% 1,2% 1,0% 0,8% 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% Gesamtkosten durch Spotmarktbezug mit dynamischer EEG-Umlage Einsparungen für 60 % aller Preisdifferenzen Einsparungen für 30 % aller Preisdifferenzen Abbildung 1: Methodik zur Ermittlung des Einsparpotentials durch Lastverschiebung Die Datengrundlage der Studie bilden acht unterschiedliche Lastgänge sowie die Stromspotmarktpreise der EPEX SPOT SE für das Jahr Als zusätzlicher Kostenbestandteil für den Strombezug der Unternehmen wird die EEG-Umlage auf den Spotmarktpreis addiert. Weitere Kostenbestandteile wie Netzentgelte oder andere Umlagen werden nicht betrachtet. Anstelle einer für alle Stunden gleich hohen EEG-Umlage wird jedoch eine vom Auftraggeber vorgegebene, stündlich veränderliche, d. h. dynamische EEG-Umlage verwendet. Die Preiszeitreihe dieser dynamischen EEG-Umlage berechnet sich aus den stündlichen Spotmarktpreisen multipliziert mit einem Faktor. Der Faktor wird mit dem Wert 1,2 angesetzt, der vom Auftraggeber übernommen wurde. Eine dynamisierte EEG-Umlage hat zur Folge, dass in Stunden geringer Börsenpreise nur eine vergleichsweise niedrige EEG-Umlagen- Zahlung vom Letztverbraucher zu entrichten ist, in Hochpreisstunden ist der Aufschlag hin- 5

7 gegen erhöht. Dabei erfolgt für negative Preise keine Zahlung und ab einer Preisobergrenze von rund 100 EUR/MWh keine Umlagesteigerung mehr Ermittlung der für die Lastverschiebung relevanten Stunden Die so entstandene kontinuierliche, stündliche Preiszeitreihe wird mittels eines speziell entwickelten Algorithmus untersucht, um für jede Stunde die größten Preisdifferenzen und damit die optimalen Zeiten und Richtungen der Lastverschiebung zu finden. Der Algorithmus sucht für jede Stunde eine spätere Stunde, bei der die absolute Preisdifferenz zur Ausgangsstunde am größten ist. Damit werden sowohl positive (aktuelle Stunde ist teurer Verschiebung der Last in die Zukunft) als auch negative Differenzen (aktuelle Stunde ist günstiger Vorziehen der Last) berücksichtigt. Entsprechend den Studienannahmen wird dabei bis zu vier Stunden in die Zukunft geschaut um abzubilden, dass eine Verschiebung der Last durch die Verbraucher um maximal vier Stunden technisch durchführbar ist. Die Verwendung des vorgestellten Algorithmus führt jedoch nicht zum optimalen Ergebnis, da eine bereits für eine Lastverschiebung aus einer vorherigen Optimierung verwendete Stunde nicht noch einmal überprüft wird. Somit werden gegebenenfalls höhere Preisdifferenzen nicht gefunden. In der Realität wäre eine solche Optimierung jedoch nur mit perfekter Preisprognose ( perfect foresight ) möglich, sodass diese Ungenauigkeit für diese Studie in Kauf genommen werden kann. Abbildung 2 stellt das Vorgehen des Algorithmus sowie dessen Ergebnis am Beispiel des 1. Januar 2012 visuell dar. Die Pfeile zeigen die Verschieberichtung der Nachfrage. Die Balken visualisieren, ob sich die Last in der betroffenen Stunde erhöht (hellblau) oder verringert (dunkelblau). Dabei würden höhere Preise zu einer Verringerung und niedrigere Preise zu einer Erhöhung der Last in der betroffenen Stunde führen. 6

8 Abbildung 2: Beispiel für die Lastverschiebungen auf Basis der Strompreise inklusive der dynamischen EEG-Umlage (1. Januar 2012) 1 Durch die dynamische EEG-Umlage werden Preisdifferenzen und somit Verschiebeanreize erhöht. Zur Verdeutlichung dieses Effektes sind in Abbildung 2 zum Vergleich zusätzlich die unveränderten Preise der EPEX Spot ohne EEG-Umlage dargestellt. Die Verschiebezeitpunkte sind dabei in diesem Beispiel identisch mit jenen der unveränderten Preiszeitreihe, jedoch ist die Höhe der Preisdifferenzen und damit die Möglichkeit, von Lastverschiebungen finanziell zu profitieren, wesentlich geringer als in der modifizierten Zeitreihe Nutzungsgrad des preislichen Verschiebpotentials Das Jahr 2012 ist ein Schaltjahr. Damit ergeben sich 4392 Stundenpaare, zwischen denen eine möglichst hohe Preisdifferenz besteht, die mit Hilfe des Algorithmus bestimmt wurde. Die ermittelten Preisdifferenzen sind in Abbildung 3 der Größe nach sortiert dargestellt. Zu Vergleichszwecken wurden auch die EPEX-Preise ohne dynamische EEG-Umlage in Abbildung 3 abgetragen. Anhand von Abbildung 3 ist erkennbar, dass in der Preiszeitreihe mit dynamischer EEG- Umlage sehr hohe Preisdifferenzen über 100 EUR/MWh selten (49-mal bzw. in 1 % der Fälle), geringere Preisdifferenzen von unter 10 EUR/MWh hingegen deutlich häufiger auftreten (845-mal bzw. in 19 % der Fälle). Ohne dynamische EEG-Umlage ist die Anzahl der Preisdifferenzen im Bereich größer als 100 EUR/MWh deutlich seltener (19-mal bzw. in 0,4 % der 1 Strompreise: [EPEX2014a] 7

9 Fälle), wohingegen Preisdifferenzen von kleiner 10 EUR/MWh in einem Großteil der Stunden vorzufinden sind (1940-mal bzw. in 44 % der Fälle). Die Tatsache, dass auch mit dynamischer EEG-Umlage vergleichsweise moderate Differenzen die Verteilung dominieren, belegt die aktuell geringe Preisvolatilität bei den stündlichen Preisen in der Vortagesauktion am deutschen Stromspotmarkt. Abbildung 3: Geordnete Preisdifferenzen als Anreiz zur Lastverschiebung Aufgrund der teilweise erheblichen Eingriffe in den Geschäfts- oder Produktionsbetrieb des Nachfragers erscheint es unrealistisch, dass Unternehmen alle potentiellen Verschiebungen nutzen können. Aus diesem Grund wird in Absprache mit den Auftraggebern angenommen, dass die Unternehmen gezielt nur die lukrativsten 30 % bzw. 60 % aller Verschiebemöglichkeiten nutzen Ermittlung der Nachfrageelastizität Neben der Häufigkeit der Verschiebung ist relevant, wie viel Prozent der jeweiligen Last einer Stunde verschoben wird. Zum Vergleich wird zunächst die derzeitig gehandelte Nachfrageelastizität am Markt aus den Spotmarktgeboten der EPEX-SPOT-Auktion ermittelt. Dies erfolgt anhand der Nachfragegebotskurve für den (dritter Mittwoch im Mai) 12:00 Uhr 3. Generell können sich sowohl Stromabnehmer als auch bereits vermarktete Kraftwerke am Spotmarkt durch Nachfragegebote optimieren. Zur Ermittlung der tatsächlichen Nachfrageelastizität der Verbraucher müssen die Kraftwerke aus den Gebotskurven herausgerechnet werden. Dies geschieht mittels der pauschalisierenden Annahme, dass die Gebote der Kraftwerke zwischen 100 und 0 EUR/MWh liegen. Alle Gebote innerhalb dieses Preisin- 2 Dies entspricht Preisdifferenzen von 225 bis 19,40 EUR/MWh (60 % aller Fälle) bzw. 225 bis 36,10 EUR/MWh (30 %). 3 Die Gebotskurven vom dritten Mittwoch im Mai 2013 führen zu denselben Ergebnissen. 8

10 Gebotspreise in EUR/MWh tervalls werden aus der Betrachtung entfernt. Zusätzlich werden aufgrund der geringen Elastizität Gebote über EUR/MWh nicht berücksichtigt. Seit dem beträgt die Preisuntergrenze der Auktion an der EPEX Spot nur noch -500 EUR/MWh 4, weshalb Gebote unterhalb dieses Wertes ebenfalls nicht betrachtet werden. Auf der Basis der beiden verbleibenden Intervalle [1000; 100] und [0; -500] ergibt sich die in Abbildung 4 dargestellte Nachfrageelastizität (rote Kurve) aus der realen Gebotskurve (blaue Kurve) Anstieg: - 3, Gebotsnachfragekurve ( :00) Bereinigte Gebotskurve Gebotsmengen in MWh Abbildung 4: Gebotsnachfragekurve vom :00 Uhr für Deutschland/Österreich (Day-Ahead-Auktion) 5 Aus der bereinigten Gebotskurve ergibt sich eine elastische Nachfrage von MWh. Setzt man diese Menge ins Verhältnis zur betrachteten Preisdifferenz, resultiert eine derzeitige Nachfrageelastizität am Markt von 3,7 MWh. In der untersuchten Stunde ist das diejenige Strommenge, die Nachfrager in Summe zu reduzieren bereit waren, wenn sich der Preis um 1 EUR/MWh erhöht. Bezogen auf die insgesamt nachgefragte Strommenge von über MWh ist die derzeitige Nachfrageelastizität somit äußerst gering. Analysen zum Gebotsverhalten bei negativen Strompreisen an der EPEX Spot zeigen jedoch das Phänomen, dass Marktteilnehmer Gebote erst dann am Markt platzieren, wenn sie Strompreise in für sie relevanten Preisbereichen erwarten [EnergyBrainpool2014]. Nun liegen die Strompreise derzeit unter 100 EUR/MWh. Übertragen auf die Nachfrageelastizität am Markt kann das bedeuten, dass gerade im Preis- 4 [EPEX2014b] 5 [EPEX2014a] 9

11 Anteil stündlicher Lastverschiebung des Unternehmens bereich über 100 EUR/MWh Gebotsmengen zur Nachfrageverschiebung nicht in den Gebotskurven abgebildet werden, die bereits vorhanden sind. Um diesem Phänomen Rechnung zu tragen, wird daher folgende vereinfachende Methodik für die Ermittlung der Nachfrageelastizität zugrunde gelegt (s. Abbildung 5): 100% 80% 60% 40% 20% 0% -500 Gebotspreis in EUR/MWh Strompreis inkl. dyn. EEG-Umlage in EUR/MWh 1500 Abbildung 5: Vereinfachende Methodik zur Ermittlung der Nachfrageelastizität Mit steigenden Stromkosten erhöht sich der Anreiz für Stromverbraucher zur Lastverschiebung. Je höher der Strompreis für eine betrachtete Stunde ist, desto größere Anteile an der Last verlagert ein Stromverbraucher in günstigere Stunden, sofern die notwendige Flexibilität für die Verschiebung vorhanden ist. Dieses Modell der Nachfrageelastizität wird nachfolgend auf die einzelnen Lastgänge der betrachteten Unternehmen angewendet. Auf diese Weise wird für die einzelnen Lastgänge die verschiebbare Strommenge in MWh für jede Stunde mit dem zugehörigem Strompreis ermittelt. 10

12 3. Ergebnisse 3.1. Einsparungen durch Lastverschiebung Für alle acht Beispiellastgänge werden die gesamte verschobene Nachfrage und die so vermiedenen Stromkosten separat ermittelt. Die Lastgänge wurden von acht Unternehmen zur Verfügung gestellt und vom Auftraggeber anonymisiert übergeben. Es ist hierbei nicht bekannt, um welche Branchen es sich handelt, welchen Restriktionen die Unternehmen unterliegen und welche Rolle die Stromkosten im Vergleich zum Unternehmensumsatz spielen, weshalb die oben beschriebenen Berechnungen für alle Lastgänge undifferenziert angewendet werden. Bei Ausnutzung der Preisunterschiede zwischen einzelnen Stunden durch entsprechende Anpassung der Last können die Strombeschaffungskosten gesenkt werden. Für die untersuchten Lastgänge wurden die in Abbildung 6 dargestellten Einsparungen (Punkte, linke Achse) in Bezug auf die Gesamtkosten (Balken, rechte Achse) berechnet: Abbildung 6: Einsparungen durch Lastverschiebungen für acht reale Lastgänge 11

13 Aufgrund der hier ermittelten, geringen Nachfrageelastizität (durchschnittlich werden bei einer mittleren Preisdifferenz von 28,80 EUR/MWh nur 7 % der stündlichen Last verschoben) liegen die Einsparungen durch Lastverschiebungen im unteren einstelligen Prozentbereich. Der kostenintensivste Lastgang ( 6 ) hat bei Gesamtkosten von 7,3 Mio. Euro ein Einsparpotential von Euro (bei 30 %) bzw. ca Euro (bei 60 %). Dies entspricht jeweils etwa 1 % der Gesamtkosten. Insgesamt ergeben sich für die einzelnen Unternehmen bei Verwendung der dynamischen Preiszeitreihe folgende Gesamtkosten und Einsparungen: Tabelle 1: Übersicht über die Kosten und Einsparungen der Lastgänge durch Lastverschiebung Tausend Euro Gesamtkosten 6.507, ,4 417, , , , , ,7 Einsparungen für 60 % aller Stunden 71,8 17,4 5,9 26,0 11,4 81,0 33,1 15,9 30 % aller Stunden 52,9 13,6 4,9 19,3 8,4 60,0 24,3 11, Sensitivitätsanalyse der Ergebnisse Um die Spannbreite der theoretischen Erlöspotentiale aufzuzeigen, werden zusätzlich zwei Extreme betrachtet: Eine Nachfrageelastizität von 100 %, d. h. eine komplette Verschiebung der Nachfrage in eine jeweils günstigere Stunde, würde für den Lastgang 6 zu Einsparungen von Euro (bei Nutzung von 30 % aller Preisdifferenzen) und Euro (bei Nutzung von 60 % aller Preisdifferenzen) führen. Damit lägen die Einsparungen bei 9,3 % bzw. 13,5 % der Gesamtkosten. Bei Nutzung von 100% der vorhandenen Preisdifferenzen zwischen den Stunden lägen die Einsparungen bei Euro und damit nur etwa 0,1 % höher als bei 60 % der Stunden, wenn man die oben ermittelte Nachfrageelastizität zugrunde legt. Die Ausnutzung auch kleinster Preisdifferenzen ist demnach weniger lukrativ. Die wirtschaftliche Attraktivität der Lastverschiebung steigt insgesamt deutlich mit einer steigenden Nachfrageelastizität, d. h. dem Potential, in einzelnen Stunden möglichst viel Last zu verschieben. Dagegen bietet der Versuch, auch von geringen Preisunterschieden zu profitieren, nur geringes Verbesserungspotenzial im Vergleich zur Ausgangsbetrachtung. 12

14 3.3. Kritische Würdigung der Ergebnisse Abschließend muss darauf verwiesen werden, dass in der Untersuchung deutliche Vereinfachungen vorgenommen wurden, die die Aussagekraft der ermittelten Ergebnisse beeinträchtigen können. Folgende Überlegungen müssen daher in eine finale Bewertung einbezogen werden: Um die Verschieberichtung für jede Stunde vorzugeben, wurde ein vereinfachender Algorithmus verwendet. In der Realität dürften sich schnell Algorithmen etablieren, die diesem einfachen Instrument überlegen sind. Zur Ermittlung der Preisdifferenzen wurde in dieser Studie mit den tatsächlichen EPEX-Preisen gearbeitet ( perfect foresight ). In Realität muss jedoch der Energielieferant bzw. der Stromhändler bereits vor der Spotauktion den stündlichen Strombedarf bestimmen, weshalb auf Preisprognosen zurückgegriffen wird. Prognoseabweichungen beeinflussen dabei das Optimierungsergebnis und führen ggf. zu geringeren Einsparungen. Die Lastverschiebung selbst erfolgt auf Grundlage der dann bekannten Spotpreise. Für die Lastreaktionen wurde angenommen, dass sie an den 30 % oder 60 % lukrativsten Stunden erfolgen. Diese Annahmen sind wahrscheinlich zu optimistisch, da die Fähigkeit zur Reaktion einzelner Unternehmen sehr unterschiedlich sein dürfte. Hier muss im Einzelfall überprüft werden, ob die Nutzung der höchsten Preisdifferenzen mit dem Verbrauchsverhalten der Nachfrager zu vereinbaren und inwieweit eine hauptsächlich preisgesteuerte Abnahme umzusetzen ist. Hinsichtlich der Intensität der Preisreaktion wurden sehr vorsichtige Annahmen getroffen. Unternehmen, die ihre Stromverbräuche auf Preissignale reagieren lassen, dürften höhere Elastizitäten erzielen können als der derzeitige Gesamtmarkt. Die möglichen Kosten der Lastreaktion wurden nicht betrachtet. Allerdings wird davon ausgegangen, dass für die betrachtete geringfügig elastische Nachfrage in den meisten Fällen kostengünstige Reaktionsverfahren (bspw. durch Aktualisieren der Software einer Steuerung etc.) zur Verfügung stehen. Würden kostenintensive Reaktionen einbezogen (bspw. durch Erhöhung der Anlagenkapazität zur Gewinnung von Verlagerungspotenzial), müsste auch von einem deutlich höheren Elastizitätsgrad ausgegangen werden. Das Zusammenspiel mit den sonstigen Preisbestandteilen beeinflusst das Verhalten der Unternehmen ebenfalls. Insbesondere sind die hohen Leistungspreisbestandteile bei den Netzentgelten großer Letztverbraucher ein limitierender Faktor. Unterhalb der Jahreshöchstlast sind die Unternehmen frei darin, auf die Preissignale der dynamischen EEG-Umlage zu reagieren. Eine Reaktion, die die Lastspitze anheben würde, dürfte vermieden werden. Da jedoch die Unternehmen aufgrund der dynamischen EEG-Umlage ihre Prozesse stärker an den Kostenwirkungen orientieren, könnte die 13

15 Lastspitze sogar sinken. Hier entsteht eine zusätzliche, sekundäre Erlösoption mit zugleich netzentlastender Wirkung. 14

16 4. Quellenverzeichnis [EnergyBrainpool2014] Energy Brainpool: Studie Negative Strompreise im Auftrag der Agora Energiewende, Juni 2014, show/pub-title/negative-strompreise-ursachen-und-wirkung/ [EPEX2014a] EPEX SPOT SE, Marktdaten des Stromspotmarktes [EPEX2014b] EPEX SPOT SE, Pressemitteilung N vom

17 Kurzportrait Energy Brainpool Energy Brainpool ist das unabhängige Analyse- und Beratungshaus für die Energiebranche mit Sitz in Berlin. Energy Brainpool bietet Prognosen und Fundamentalmodellierung sowie individuelle Trainings- und Beratungsdienstleistungen für die Strom- und Gasmärkte und den CO2-Handel. Die Kernkompetenz von Energy Brainpool liegt in Dienstleistungen rund um die Energiepreise von Kurzfristprognosen bis Langzeitpreisstudien für Strompreise Trainings von Grundlagen bis zur Börsenhändlerschulung für alle Energieträger Begleitung beim Markteintritt bis zum professionellen Risikomanagement. 16

18 Philipp Götz Tobias Kurth Tobias Federico Marie-Louise Heddrich Thorsten Lenck Energy Brainpool GmbH & Co. KG Brandenburgische Straße 86/87, Berlin, Germany Telefon +49 (0) Fax +49 (0)