Energiepolitische Chancen der Marktprämie. 25.mai 2012 Berliner Energietage Eberhard Holstein

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1 Energiepolitische Chancen der Marktprämie 25.mai 2012 Berliner Energietage Eberhard Holstein

2 Der Energiemarkt heute heute Konventionelle Erzeugung Strommarkt Termin, Spot, OTC Haushalts- und Gewerbekunden Erneuerbare Erzeugung EEG bis 2012 ÜNB Industrie- und Größtkunden = Stromflüsse!!! Der Strommarkt wird dominiert über die Vermarktung großer konventioneller Erzeuger und die Übertragungsnetzbetreiber (im Rahmen der Vermarktung EEG-geförderten Stroms). Der Endkundenbedarf determiniert die Erzeugung. Der Strompreis leitet sich viertelstündlich aus dem Matching von Angebot und Nachfrage zu Grenzkosten ab.

3 Der Energiemarkt der Zukunft Batterien und Speichersysteme konventionelle Erzeugung EEG ab 2012 ÜNB Strommarkt EEX, EPEX, OTC Haushalts- und Gewerbekunden Industrie- und Größtkunden erneuerbare Erzeugung Bio = Stromflüsse Direkt- Vermarktung = intelligente und verbrauchssteuernde Zähler Elektro-Mobilität = Lastgangsteuerung dezentrale PV- Erzeugung Die Dominanz der großen konventionellen Erzeugung und der ÜNBs am Strommarkt wird kontinuierlich zugunsten der Direktvermarktung von erneuerbarer Erzeugung schwinden. Auf Verbrauchsseiten steigen die Möglichkeiten der Lastgangsteuerung ( Flexibilität ). Der Strompreis leitet sich aus einer Vielzahl von neuen Flexibilitäten ab: die kurz- und mittelfristige Bewertungen von Erzeugungsanlagen und Lastprofilen wird zunehmend komplex.

4 Warum überhaupt Direktvermarktung, warum die Marktprämie? Direktvermarktung stellt einen im Wettbewerb organisierten Weg zur Auslieferung von EEG Strom dar Direktvermarktung ermöglicht einen Bezug zwischen EEG Produktion und Endkunden Direktvermarktung eröffnet wettbewerbliche regel- und Ausgleichsenergiemärkte Direktvermarktung fördert das Verständnis der EEG Produzenten und dem Bedarf: Wind/ Generatorleistung, Solar/ Mover oder Westorientierung Warum nicht Grünstromprivileg? Marktprämie nutzt alle EEG Anlagen, Wind und Solar sind die Zukunftsmischung 4

5 Wo hakt es am Anfang? Die Vertragsentwicklung stellt eine hohe Hörde an die Kompetenz der Beteiligten. 2 Modelle: Marktprämie inclusive oder exclusive. MWSt Problem! Der Einfluss der Banken auf den Prozess ist erheblich; alle EEG- Anlagen sind Bankenfinanziert und die Stromproduktion abgetreten. Hohes Sicherheitsbedürfnis der Banken wurde auch durch Marktführer bedient Sicherheitenstellung meist 3,5 Monate ( Wechselfristen Bilanzkreis) Noch kein regulierter Einspeiserwechselprozess. Manche VNBs unterstützen, andere legen Steine in den Weg. 5

6 Prognosegenauigkeit: Theorie und Praxis Theorie: Mehrere Anbieter machen Individualprognosen, onlinewerte werden rückgemeldet, Prognosen damit rekalibriert Zugriff auf Leitsystem von Hersteller oder Betreiber Start der Prognose mit Lernergebnis aus 1 Jahr historischer Daten Praxis: Netzbetreiberwerte meist erst am Folgetag, teils erst nach Monaten verfügbar. Istwerte meist Maschinendaten aus Scadasystem, 10- Minutenwerte, Uhren nicht synchron, Steuerungen gar nicht angebunden und auch nicht anbindbar, Betreiber nicht kooperativ, nur zwei Hersteller Wind und einer PV haben bundesweit zugreifendes Leitsystem Keine Historischen Zeitreihen vorhanden 6

7 Wie viel genauer wird die Prognose? Veränderung von Windprognosen über die Zeit Windpark Schoenfeld, inst. Leistung 24 MW Diff. Prog. vor "x" Stunden zur letzten Prog. ( ) [kw] Stunden 24 Stunden 6 Stunden 1 Stunde Zeit 7

8 Das Lotto der Ausgleichsenergiepreise Ausgleichsenergiepreise pro Stunde im April Stunden / 7 Tage die Woche Handel verringert Ausgleichsenergiekosten

9 Struktur und Höhe der BAE-Preise Die letzten 593 Tage zeigen die Daten von Mai 2010 (oben) bis November 2011 (unten). Ein deutlicher Unterschied ab Moratorium ist nicht sichtbar. Preise NRV-Saldo Ausgleichsenergie- <- kalter Dezember -> <- AKW-Moratorium - > Uhrzeit Uhrzeit

10 Übersicht: Energiewirtschaftliche Risiken Das Preisrisiko am Spotmarkt (Börse/EPEX Auktion) wird durch das gesetzlich vorgesehene Marktprämienmodell nahezu eliminiert. Das verbleibende Volumenrisiko (Abweichung Einspeiseprognose von tatsächlicher Einspeisung) wird auf Grundlage kontinuierlich aktualisierter Einspeiseprognosen über den nachbörslichen Intraday-Handel bis kurz vor Lieferung (und zukünftig rückwirkend auch über den Yesterday-Handel) minimiert. Abweichungen, die nicht über den Intraday- und Yesterday-Handel glatt gestellt werden konnten, laufen in die Bilanzkreisverrechnung und werden zu Bilanzkreiskosten/-erlösen verrechnet (realisiertes Bilanzausgleichsrisiko). vorbörsliche Prognosen 1 nachbörsliche Prognosen Echtzeit- Messwerte 2 Istwerte / Abrechnung 3 EPEX Auktion Standortrisiko I n t r a d a y O p t i m i e r u n g Volumenrisiko (~Bilanzausgleichsrisiko) Optimierung im Yesterday- Handel Bilanzkreis - abrechnun g Realisiertes Bilanz- Preisrisiko ausgleichsrisiko Nachbörsliche Volumenänderungen durch neue Wind- / Solarprognosen führen zu geänderten Einspeiseerwartungen. Ziel sollte es sein, die finalen Abweichungen so gering wie möglich zu halten. Die letzten Endes resultierenden Kosten für Bilanzausgleich können so im 24/7 (Intraday) Handel entscheidend reduziert werden. 10

11 Schematische Darstellung: Umsetzung der steigenden Prognosequalität im Trading 100 hoch Online Daten Prognosequalität [ % ] mittel Portfoliooptimie rung in Phase 2** rollierende Intraday Prognosen Risikominimieru ng in Phase 1* Lieferperiode gering EEX OTC EPEX Auktion Day-ahead Intraday Dayafter / Yesterday Bilanzausgleich Trading Perioden [ Tage ] * Phase 1: Start mit Aufnahme Handelsaktivitäten in Q1 ** Phase 2: Start mit Aufnahme Handelsaktivitäten an EEX in Q2 11

12

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14 Regelzonenschieflage Bisher: Schieflage der Verbundregelzone dominiert von Vertriebsfehlern Wind und PV hatten hierzu keine Korrelation Zu erwartende Zukunft: Mehrere Direktvermarkter werden Ausgleichsenergie beanspruchen. Ab einigen GW dominieren die Direktvermarkter die Schieflage Direktvermarkter haben höhere Kosten, Stromvertriebe geringere Kosten 14

15 Fazit Die Marktprämie schlägt für alle EEG geförderten Anlagen einen wettbewerblichen Zugang zum Strommarkt dar Die Marktprämie kostet zunächst etwas Die Marktprämie ermöglicht auch mit einem hohen Anteil EEG geförderten Anlagen eine dauerhafte Liberalisierung des Strommarktes Die Vorzüge der Marktprämie entwickeln sich erst in einer mehrjährigen Perspektive 15

16 Vielen Dank! Präsentationstitel, Verfasser, xx. Februar

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