Systemintegration, Ausbau und Vermarktungschancen. im Bereich von Stadtwerken - Fallstudie am Beispiel der Stadtwerke Trier

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1 Systemintegration, Ausbau und Vermarktungschancen Erneuerbarer Energien im Bereich von Stadtwerken - Fallstudie am Beispiel der Stadtwerke Trier FKZ: Endbericht Gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Forschungsnehmer: IZES ggmbh, Institut für ZukunftsEnergieSysteme, Saarbrücken TSB, Transferstelle Bingen in der ITB ggmbh, Bingen SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, Trier Autoren: Hermann Guss, Martin Luxenburger, Matthias Sabatier, Prof. Frank Baur, Dr. Uwe Klann, Andreas Weber (alle IZES) Babett Hanke, Markus Sinß, Jan Halama (alle TSB) Hermann Weber (SWT) Saarbrücken, den 25. Juni 2014 Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt beim Autor.

2 Ansprechpartner: IZES ggmbh Institut für ZukunftsEnergieSysteme Martin Luxenburger Altenkesseler Str Saarbrücken Tel.: +49-(0) Fax: +49-(0) Transferstelle Bingen in der ITB ggmbh Babett Hanke Berlinstr. 107a Bingen am Rhein Tel.: +49-(0) Fax: +49-(0) SWT Stadtwerke Trier Versorgungs- GmbH / Erneuerbare Energien Contracting Hermann Weber Ostallee Trier Tel.: +49-(0) Fax: +49-(0) hermann.weber@swt.de

3 Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis... I Abbildungsverzeichnis... V Tabellenverzeichnis... X Abkürzungsverzeichnis... XII 0 Abstract Wesentliche Ergebnisse Abstract Die (zukünftige) Rolle der Stadtwerke Wesentliche Ergebnisse Ausgangssituation und Bestandsaufnahme Einsatzgebiete und Märkte von EE-Anlagenverbünden Aktueller Stand der Direktvermarktung Erneuerbarer Energien Möglichkeiten der Vermarktung von Strom Dezentrale Anlagenverbünde in bestehenden Märkten und Forschungsprojekten Dezentrale Anlagenverbünde, virtuelle Kraftwerke und Smart Grids Motivation der Stadtwerke Trier und Anspruch der Studie Kurzdarstellung der Stadtwerke Trier Motivation und Ziele der Stadtwerke Trier Weitere Zielsetzungen für den Ausbau Erneuerbarer Energien Anspruch und Ziele für dieses Forschungsprojekt Rechtliche Anforderung zur Entflechtung Kommunalwirtschaftliche Betätigung im Rahmen der Energieversorgung Landesrechtliche Reform zum überörtlichen kommunalen Tätigwerden in der Energiewirtschaft am Beispiel Rheinland-Pfalz Energiewirtschaftliche Unternehmensformen und weiterhin bestehende Wettbewerbsnachteile für Gemeinden Identifizierung von Vermarktungsoptionen I

4 2.1 Spotmärkte Day-Ahead Intraday Terminmärkte und OTC-Handel Der OTC Handel Marktstrukturen des deutschen Stromhandels Terminmarkt an der EEX Produkte am Terminmarkt der EEX Ablauf des Energiehandels am Terminmarkt Marktanalyse Neue Vermarktungsoptionen OTC/Terminmarkt Regelenergiemärkte Spezielle Betrachtung der Erneuerbaren Energien Primärregelung Sekundärregelung Minutenreserve Endkundenmarkt Haushaltsstrompreise Grünstromprivileg Weitere Vermarktungsoptionen Bewirtschaftung von Netzbetreiberbilanzkreisen Blindleistung Bewertung Vergleich EEG zu Direktvermarktung Handlungsmöglichkeiten für Stadtwerke Entwicklung und Bewertung von Geschäftsmodellen für Stadtwerke am Beispiel der Region Trier Bestandsaufnahme der Region Trier im Vergleich mit dem Bundesgebiet EE-Anlagen und Einspeisedaten II

5 3.1.2 Residuallastmodellierung Zwischenfazit Kostenüberblick EEG-Anlagen und Beschaffung EEG-Anlagen Region Trier Beschaffungskosten Wirtschaftlichkeitsberechnung des Regionalen Stromprodukts Randbedingungen für ein regionales Stromprodukt Auswirkungen des regionalen Stromprodukts auf die Beschaffungsstrategie Gegenüberstellung Regionales Produkt konventionelle Beschaffung Optionen zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit Beiträge des Stadtwerke und der Endkunden zum Gelingen eines regionalen Stromprodukts Auswirkungen des regionalen Stromprodukts auf die CO2-Bilanz Veränderte Rahmenbedingungen für das Regionale Stromprodukt und die Stadtwerke Trier im Jahr Technische Optimierungspotenziale Nachfrageseitige Flexibilitätsoptionen Erzeugungsseitige Flexibilitätsoptionen Erzeugungs- und Lastentwicklung für die Region Trier Entwicklung Erneuerbarer Energien Entwicklung der regionalen Last Übersicht Annahmen Residuallastmodellierung Quantifizierung von Überdeckungen in der Region Trier Einsatz von Flexibilitätsoptionen Speichereinsatzsimulation Anwendung flexibler Biomasse Lastmanagement Residuallastmodellierung unter Anwendung der Flexibilitäten III

6 4.4 Technische und wirtschaftliche Einschätzung der Ergebnisse Übertragbarkeit und Handlungsempfehlungen (Recherche und Analyseschwerpunkt bis April 2014) Repräsentanz der Region Trier für weitere Regionen Abgrenzung der Regionen in Deutschland Ermittlung der Strombereitstellungskosten EEG-Strombereitstellungskosten der Region Trier im Vergleich Strombereitstellungskosten, erzeugte Menge und regionaler Bedarf Notwendige Änderungen der Rahmenbedingungen für ein Regionales Stromprodukt Ausblick Anhang Regelenergiemärkte (bearbeitet von TSB) Primärregelenergie Sekundärregelenergie Minutenreserve Residuallastmodellierung Deutschland Grundlagen der Direktvermarktung von EEG-Anlagen Bilanzkreismanagement, Schwerpunkt Differenzmengenbilanzierung Weiterführende Informationen zum Terminhandel Literaturverzeichnis IV

7 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1-1: EE-Anlagen in der Direktvermarktung Abbildung 2-1: Gebotskurve - Unlimitierter Kauf Abbildung 2-2: Gebotskurve - Limitierter Kauf Abbildung 2-3: Ausführung des Kontrakts Abbildung 2-4: Werktage im Winter Abbildung 2-5: Preisindizes Stromgroßhandel und Brennstoffe Abbildung 2-6: Potentielle Spoterlöse im Vgl. zu den Windgestehungskosten Abbildung 2-7: Bei der Volumenkopplung ablaufende Prozesse Abbildung 2-8: Entwicklung der Preise am Intraday-Markt Abbildung 2-9: Entwicklung der Volumina am Intraday-Handel Abbildung 2-10: Vergleich Volumina und Preise für die Mittwoche des Jahres 2011 im Tagesverlauf Abbildung 2-11: Vergleich Volumina und Preise für die Sonntage des Jahres 2011 im Tagesverlauf Abbildung 2-12: Vergleich 2011: Volumen und Preise Jun - Nov Abbildung 2-13: Vergleich der Mediane und Mittelwerte der stündlichen Intraday- und Day-Ahead-Preise Abbildung 2-14: Beispielhaftes Handelsprozedere eines Stundenkontrakts um 12 Uhr im Intraday-Handel Abbildung 2-15: Gegenüberstellung der Mediane der vier Mittwoche im Juni und November 2011 am Intraday- und Day-Ahead-Markt Abbildung 2-16: Flexible Intraday Trading Scheme Abbildung 2-17: Gegenüberstellung der Kapazitäten an der Kuppelstelle DE- FR: ICS und ENTSO-E Abbildung 2-18: Wälzungsmechanismus Abbildung 2-19: Überführung und Vermarktung von EEG-Strom Abbildung 2-20: Jahresdauerlinie der ÜNB Intraday-Vermarktung am stündlichen EPEX-Intraday-Handelsvolumen 2011 (zwei Alternativen) Abbildung 2-21: Handelsablauf am Terminmarkt der EEX Abbildung 2-22: Futurepreisentwicklung für das Frontyear Abbildung 2-23: Entwicklung der Handelsvolumen Abbildung 2-24: Futurepreise Base, Peak und Off-Peak Abbildung 2-25: Liquidität von Base-, Peak- und Off-Peak-Kontrakten V

8 Abbildung 2-26: Abnehmende Preisintensität von Jahresfutures zum Ausübungsjahr Abbildung 2-27: Zunehmende Liquidität von Jahresfutures zum Ausübungsjahr Abbildung 2-28: Angleich eines Futurepreises an den Spotpreis zum Fälligkeitstermin Abbildung 2-29: Handelsvolumen in Kontinentaleuropa Abbildung 2-30: Vergleich der Preise Spot-Börse und Spot-OTC Abbildung 2-31: Vergleich der Futurepreise Börse und OTC Abbildung 2-32: Zusammenhang von Spot- und Terminpreisen Abbildung 2-33: Beschaffung auf den Kurzfristmärkten Abbildung 2-34: Zusammensetzung Strompreis (Haushalt) Abbildung 2-35: Grundlagen Blindleistung Abbildung 2-36: Energiewandlerverluste bei der Bereitstellung von Blindleistung Abbildung 2-37: Optionen zur Vermarktung von Strom aus förderfähigen Anlagen Abbildung 3-1: EE-Stromerzeugung in der Region Trier Abbildung 3-2: EE-Stromerzeugung in Deutschland Abbildung 3-3: EE-Stromerzeugung in Deutschland 2020 ( Leitstudie 2011 ) Abbildung 3-4: EEG Stromerzeugung Region Trier Abbildung 3-5: EEG Stromerzeugung Deutschland Abbildung 3-6: Vergleich Anteile vergütungsfähige Erzeugung Trier und D Abbildung 3-7: Modellierung der Last und des EE-Einspeiseprofils für die Region Trier im Jahr 2012 [Eigene Darstellung, Daten: siehe vorstehend] Abbildung 3-8: Ausschnitt der Stunden im Dezember (links) und im August (rechts) aus der Modellierung für die Region Trier Abbildung 3-9: Durchschnittlicher EEG-Vergütungsanspruch Abbildung 3-10: Beschaffungskosten für Haushaltskunden Abbildung 3-11: Bestandteile Haushaltskundenpreis (2012) Abbildung 3-12: Portfoliointegration regionalen fee-stroms Abbildung 3-13: Kostenbestandteile Strompreis Abbildung 4-1: Technische Flexibilisierungsoptionen für einen fee-zentrierten Strommarkt Abbildung 4-2: Rangfolge der Flexibilitätsoptionen Abbildung 4-3: Beispielhafte Darstellung des Peak-Shavings mittels Lastmanagement VI

9 Abbildung 4-4: Erneuerbare Energien und Strombedarf Abbildung 4-5: Grenzkosten von BHKW in Abhängigkeit der Wärmeerzeugung Abbildung 4-6: Elektro-Prozesserhitzer und Strömungserhitzer Abbildung 4-7: Einnahmenpotenzial einer Vermarktung einer Biomasseanlage in einem Gewerbebetrieb in der negativen Minutenreserve Abbildung 4-8: Funktionsschema der Vermarktung eines BHKW mit einem elektrischen Prozesserhitzer im Normalbetrieb Abbildung 4-9: Funktionsschema der Vermarktung eines BHKW mit einem elektrischen Prozesserhitzer während eines Abrufes der negativen Minutenreserve Abbildung 4-10: Einnahmenpotenzial einer Vermarktung einer Biomasseanlage in Verbindung mit einem elektrischen Prozesserhitzers in einem Gewerbebetriebe in der negativen Minutenreserve Abbildung 4-11: Anpassung der Flexibilität des Stromverbrauchs an die Hochpreisphase der Börse Abbildung 4-12: Mehrwertbetrachtung bei Flexibilisierung der Anlage Abbildung 4-13: Flexibilitätsprämie in ct/kwh in Abhängigkeit von den Volllast- Betriebsstunden für Biomethan- und Biogasanlagen Abbildung 4-14: Jährlicher Betrag der Flexibilitätsprämie in Abhängigkeit von der Leistung des installierten BHKW für 25 % bzw. 50 % zusätzlich installierte Leistung bei und Vollbenutzungsstunden Abbildung 4-15: Wasserkraftanlagen in der Region Trier Abbildung 4-16: Verteilung der Bioenergie-Anlagen in Rheinland-Pfalz Abbildung 4-17: Modellierung der Last und des EE-Einspeiseprofils für die Region Trier im Jahr Abbildung 4-18: Überdeckungen Trier 2020 in Stundenklassen Abbildung 4-19: Speichereinsatzsimulation Abbildung 4-20: Anwendung Speichersimulation erste Augustwoche Abbildung 4-21: Augustwoche ohne Flexibilitätsoptionen Abbildung 4-22: Augustwoche mit Speicher 500MWh Gradient 0,6 und flex. Bioenergie Abbildung 4-23: Februarwoche ohne Flexibilitätsoptionen Abbildung 4-24: Februarwoche mit Speicher 500MWh Gradient 0,6 und flex. Bioenergie Abbildung 5-1: Karte Grundversorger und Netzbetreiber in Dtld VII

10 Abbildung 5-2: Deutschlandkarten PLZ und Verwaltungsebene Abbildung 5-3: EEG-Strom 2012 PLZ 54xxx Abbildung 5-4: EEG-Strom 2012 RLP Abbildung 5-5: EEG-Strom 2012 Dtld Abbildung 5-6: Histogramm PLZ-Gebiet und Strombereitstellungskosten Abbildung 5-7: Bereitstellungskosten und Menge Abbildung 5-8: Scatterplot Menge und Einwohnerdichte/Fläche Abbildung 5-9: Winderzeugung und Börsenpreis Abbildung 5-10: Scatterplot EE-Anteil und Stromkosten im regionalen Stromprodukt Abbildung 5-11: Potenzial Cluster Übertragbarkeit Abbildung 6-1: Einsatzzeiten der Primärregelleistung Abbildung 6-2: Vorgehaltene Leistung der Primärregelleistung Abbildung 6-3: Finanzielles Volumen der Primärregelleistung der vergangenen Jahre Abbildung 6-4: Preisverlauf der Ausschreibungsergebnisse 2010 bis 2012 (monatlich) Abbildung 6-5: Preisverlauf der Ausschreibungsergebnisse 2011 bis 2012 (wöchentlich) Abbildung 6-6: Bezug Primärregelleistung zu EEX von 2010 bis 2012 (Index: PHELIX) Abbildung 6-7: Bezug Primärregelleistung zu EEX von Juli 2011 bis Juli 2012 (Index: PHELIX) Abbildung 6-8: Vorgehaltene Leistung der Sekundärregelleistung Abbildung 6-9: Finanzielles Volumen der Sekundärregelleistung der vergangenen Jahre Abbildung 6-10: Entwicklung der vorzuhaltenden Minutenreserve und Sekundärregelleistung Abbildung 6-11: langfristige Darstellung der pos. und neg. Sekundärregelleistung - Leistungspreise Abbildung 6-12: langfristige Darstellung der pos. und neg. Sekundärregelleistung - Arbeitspreise Abbildung 6-13: Leistungspreis der positiven SRL im HT-Tarif im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen Abbildung 6-14: Arbeitspreis der positiven SRL im HT Tarif im Vergleich zu den EPEX Day-Ahead-Preisen Abbildung 6-15: Vorgehaltene Leistung der Minutenreserve VIII

11 Abbildung 6-16: Entwicklung der vorzuhaltenden Minutenreserve und Sekundärregelleistung Abbildung 6-17: Vergleich der abgerufenen Leistung der positiven und negativen Minutenreserve zu der erzeugten Leistung aus Wind und Fotovoltaik Abbildung 6-18: langfristige Darstellung der Minutenreserve Leistungspreise Abbildung 6-19: Wochen- und Tagesverlauf des positiven und negativen Leistungspreises Abbildung 6-20: langfristige Darstellung der Minutenreserve Arbeitspreise Abbildung 6-21: Leistungspreis der positiven MRL im Vergleich zu EPEX Day- Ahead-Preisen Abbildung 6-22: Leistungspreis der negativen MRL im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen Abbildung 6-23: Arbeitspreis der positiven MRL im Vergleich zu EPEX Day- Ahead-Preisen Abbildung 6-24: Arbeitspreis der negativen MRL im Vergleich zu EPEX Day- Ahead-Preisen Abbildung 6-25: Leistungspreis der positiven MRL im Februar 2012 im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen Abbildung 6-26: Arbeitspreis der positiven MRL im Juni 2012 im Vergleich zur abgerufenen Leistung (100 % 1h) Abbildung 6-27: EE-Lastüberdeckungen in Deutschland Abbildung 6-28: Zuständigkeiten der Reservebereitstellung Abbildung 6-29: Ausgleichsenergie im Rahmen der Regelleistung Abbildung 6-30: Kostenverteilung der positiven Ausgleichsenergie (1 h/15 Min. Werte) von Amprion in 2011/ Abbildung 6-31: Saldo und rebap, Verbundnetz August Abbildung 6-32: Saldo und rebap, Verbundnetz Dezember Abbildung 6-33: Saldo und rebap, Verbundnetz Februar Abbildung 6-34: Bilanzierungsverfahren Strom IX

12 Tabellenverzeichnis Tabelle 1-1: Direktvermarktung nach 33b EEG April 2014 in [MW] Tabelle 1-2: Nach Größe für VNB geltende Entflechtungsvorschriften Tabelle 2-1: Gebotsformular für ein unlimitiertes Gebot Tabelle 2-2: Gebotsformular für ein limitiertes Gebot Tabelle 2-3: Ausführung eines Kontraktes Tabelle 2-4: Beispiel für ein Blockgebot Tabelle 2-5: Brennstoffpreisentwicklung Tabelle 2-6: Intraday-Handelsvolumen Tabelle 2-7: Unterschiede zwischen Spotbörsen und Terminbörsen Tabelle 2-8: Kontraktarten bei Termingeschäften der EEX Tabelle 2-9: Definition für Long- und Shortposition bei Future-Hedging- Strategien Tabelle 2-10: Optionspositionen Tabelle 2-11: Stadien einer Option Tabelle 2-12: Preisbestimmende Faktoren des Optionspreises Tabelle 2-13: Preisermittlung im fortlaufenden Handel Tabelle 2-14: Netzverluste Trier Tabelle 2-15: Strukturdaten und Differenzmengen TEN (2011) Tabelle 2-16: Kosten für die Blindleistungsbereitstellung Tabelle 2-17: Beispielrechnung Flexibilitätsprämie Biogas Tabelle 3-1: Überblick über Stunden mit Überdeckungen aus der Modellierung Tabelle 3-2: Risiken der Kundenlast sowie der integrierten fee-menge Tabelle 3-3: Kalkulation der Beschaffungsposten Tabelle 3-4: Stellschrauben für ein regionales Stromprodukt (2012) Tabelle 3-5: Vermiedene Netznutzungsentgelte Trier Tabelle 3-6: Stellschrauben zur Wirtschaftlichkeit des regionalen Stromprodukts Tabelle 3-7: Auswirkung MwSt Tabelle 3-8: Strompreis SWT Tabelle 3-9: Auswirkung MwSt. Tarife SWT Tabelle 3-10: Verdrängungsanteile der einzelnen EE-Technologien bezogen auf konventionelle Erzeugung für Tabelle 3-11: Zugewiesener CO2-Ausstoß und entsprechende CO2- X

13 Vermeidung der EE-Technologien durch Verdrängung konventioneller Erzeuger Tabelle 4-1: Bevölkerungsentwicklung Trier Tabelle 4-2: Entwicklung der Verbraucherlast und regenerativen Energien bis Tabelle 4-3: Abstufungen der Einspeisemengen der Bioenergie in Abhängigkeit der Residuallast Tabelle 4-4: Überdeckungsstunden 2020 Anwendung Flexibilitäten Tabelle 5-1: Beispiele Übertragbarkeit Regionen Tabelle 6-1: Überblick über Vermarktungsoptionen nach EEG XI

14 Abkürzungsverzeichnis Euro BMU BNetzA DEA EE EEG EEX EPEX fee kwh MW PV SWT ÜNB VNB WKA Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Bundesnetzagentur Dezentrale Erzeugungsanlage Erneuerbare Energien Erneuerbare-Energien-Gesetz European Energie Exchange European Power Exchange Fluktuierende Erneuerbare Energien Kilowattstunde Megawatt Photovoltaik Stadtwerke Trier Übertragungsnetzbetreiber Verteilnetzbetreiber Windkraftanlage XII

15 0 Abstract Wesentliche Ergebnisse 0.1 Abstract Ziel des gemeinsamen Forschungsvorhabens der IZES ggmbh, der TSB Bingen (eingegliedert in die ITB ggmbh) sowie der Stadtwerke Trier GmbH ist es, Chancen, Hemmnisse und Möglichkeiten eines Geschäftsmodells zur dezentralen Vermarktung von Erneuerbaren Energien unter Einbeziehung von relevanten Dienstleistungen und Vermarktungsoptionen auszuloten. Auf dieser Grundlage sollen mögliche Strategien für Stadtwerke im sich transformierenden Energiesystem abgeleitet und hinsichtlich ihrer Auswirkungen bewertet werden. So findet im Rahmen der Studie eine Bestandsaufnahme und Szenariobetrachtung der Stromabnahme und Erzeugung aus Erneuerbaren Energien in der Region Trier statt. Sowohl für das Referenzjahr 2012 als auch für das Jahr 2020 werden die Residuallasten modelliert, Auffälligkeiten und Überdeckungen interpretiert und hieraus Anforderungen an Flexibilitätsoptionen abgeleitet. Potenzielle Vermarktungsoptionen für den dezentralen Erzeugungsverbund an sämtlichen Teilmärkten des Stromsystems werden erläutert und bewertet. Im Ergebnis wird für die Stadtwerke Trier ein robustes Geschäftsmodell (für ein regionales Stromprodukt) entwickelt, dessen Übertragbarkeit auf weitere Stadtwerke im Sinne eines bundesweiten Transfers geprüft wird. The aim of the joint research project of the IZES ggmbh, the TSB Bingen (which is a part of the ITB ggmbh) and Stadtwerke Trier GmbH is to explore opportunities and barriers of a business model for the decentralized marketing of renewable energy, including relevant services and marketing options. On this basis and in the context of a transforming energy system, possible strategies for public utility companies are to be developed and evaluated in respect of their impact. In order to accomplish this, first the study looks at the power consumption and power generation from renewable energies (in the region of Trier) within a status quo as well as a scenario analysis. This is the basis for the modulation of the residual loads, both for the reference year 2012 and the year These residual loads are analyzed regarding anomalies and surpluses, so that requirements for flexibility options can be derived. Potenzial marketing options for the group of decentralized generation facilities in all sub-markets of the electricity system are discussed and evaluated. As a result, a robust business model (for a regional electricity product) will be developed, which in addition will be checked concerning its transferability for other public utility companies. 0.2 Die (zukünftige) Rolle der Stadtwerke Die Situation und Perspektive der Stadtwerke zu Beginn dieses Jahrzehnts ist durch 13

16 das energiewirtschaftliche Regulativ sowie die konkurrierenden Akteure im Vertriebsund Erzeugungssektor geprägt. So schränken etwa Vorgaben der Energiemengenbilanzierung oder des Erneuerbare Energien Gesetzes Tätigkeiten des Stadtwerks stark ein, die darauf abzielen, EE-Strom (und Überschussstrom ) intelligent dezentral zu nutzen bzw. ein systemdienliches Ökostromprodukt zu kreieren. Ferner müssen sich Stadtwerke in einem zunehmend härter geführten Preiskampf auch gegen sogenannte Discounter behaupten. Erzeugungsseitig bleibt ihnen oftmals nur die Rolle des Investors etwa in förderfähige Erneuerbare Energien, ggf. unter Beteiligung ihrer Kunden/ der Bevölkerung. Entsprechend gilt es, Möglichkeiten aufzuzeigen, wie Stadtwerke eine deutlich aktivere Rolle innerhalb der Energiewende einnehmen können und sich von übrigen, nicht integrierten bzw. nicht regional bezogenen Akteuren differenzieren können. Hierzu wird die aktuelle Situation der Stadtwerke aufgegriffen und auf ihre derzeit bestehende und zukünftig mögliche Rolle als Bindeglied zwischen kommunalen Aktivitäten und privatwirtschaftlichen Akteuren und Bürgern eingegangen. Auch wenn in diesem Kontext die Vorgaben des Unbundlings umfassend diskutiert werden könnten, so begrenzen sie sich doch gegenwärtig auf das Tätigkeitsfeld der Netzsparte und sind in einer Gesamtstrategie zwingend zu beachten. Ein Geschäftsmodell als Kern des Forschungsvorhabens soll somit die Rolle der Stadtwerke nachhaltig stärken und es ihnen ermöglichen, über einen systemdienlichen Nutzen zum Gelingen der Energiewende beizutragen. Im Fokus steht dabei eine Portfoliointegration des regionalen EE-Stroms. Nach diesem Ansatz werden die regionalen Stromkunden vornehmlich durch regionale EE-Erzeugung versorgt. Die Aufgabe des Stadtwerks ist es, einen effizienten Ausgleich der benötigten Restmengen bzw. der Überdeckungen zu gewährleisten. Neben den offensichtlichen Möglichkeiten des Energiehandels können sie dabei womöglich auf weitere Optionen zurückgreifen. Durch öffentlichkeitswirksame Maßnahmen, die zuverlässige Bereitstellung mehrerer Dienstleistungen aus einer Hand sowie ihre lokale Präsenz verfügen Stadtwerke über eine besondere Kundenbindung. Umgekehrt sind sie bestens mit der Charakteristik der lokalen Erzeuger und Verbraucher vertraut. Dies erlaubt Stadtwerken auch, dezentrale, für das Energiesystem wichtige Flexibilitätsoptionen (Speicher, Wärmeanwendungen etc.) zu identifizieren, die in großflächige Betrachtungen nicht eingehen. Durch regionale Lösungen kann somit z.b. nicht nur kurzfristig eine Netzentlastung erzielt werden, sondern auch mittelfristig ein weiterer EE-Zubau ermöglicht und die Akzeptanz für EE gesteigert werden. 14

17 0.3 Wesentliche Ergebnisse Zur Vermarktung dezentraler Erzeugungsverbünde Eine naheliegende Option zur Vermarktung von Erzeugungseinheiten ist der Verkauf an den Stromhandelsplätzen. Der durch temporär hohe EE-Anteile hervorgerufene börsenpreissenkende Merit-Order-Effekt wird jedoch auch perspektivisch dazu führen, dass sich grenzkostenfreie Erzeugungseinheiten (insbesondere die fluktuierenden EE Wind und PV) mit einiger Sicherheit nicht alleinig an den börslichen Handelsplätzen refinanzieren können. Da die Vermarktungserlöse allein nicht die Vergütungskosten decken können, werden sie durch die EEG-Umlage ergänzt. Ein etabliertes Geschäftsmodell besteht gegenwärtig darin, in förderfähige Anlagen zu investieren und ein Fördermodell nach dem EEG zu wählen (so kann auch ein Stadtwerk als potentieller Investor auftreten). Die Vermarktung eines regionalen Erzeugungsverbundes an den Regelenergiemärkten sowie den Nischenmärkten der Bilanzkreisbewirtschaftung oder Verlustenergiebereitstellung kann bei tiefer gehender Betrachtung zwar eine zusätzliche Verdienstoption, jedoch keine alleinig ausreichende Investitionsgrundlage darstellen. Eine wesentliche Differenzierungsmöglichkeit können Stadtwerke allerdings dadurch erlangen, dass sie ihre besondere Position durch die Vereinigung der Aufgaben Erzeugung, Vertrieb/Handel und Netz geschickt nutzen. Eine aktive Einbindung der regionalen EE-Anlagen in das Portfolio der regionalen Stromkunden stellt einen Link zwischen den wesentlichen Aufgabenfeldern des Stadtwerks her. So entsteht der Bedarf, die Entwicklung der Erzeugung, des Verbrauchs sowie der regionalen Flexibilitätsoptionen abzuschätzen und hieraus Erkenntnisse für alle Teilbereiche abzuleiten. Die Abschätzung zur Machbarkeit dieses Regionalen Stromprodukts ist das Kernelement der Studie. EE in der Region Trier und regionales Stromprodukt 2012 In der Summe wurden in der Region Trier im Jahr 2012 insgesamt knapp GWh Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen gewonnen (62 % des Stromverbrauchs). 75 % der erzeugten Menge waren dabei förderfähig nach dem EEG. Im Vergleich zum Bundesgebiet kennzeichnet die Region Trier ein höherer Anteil an Windenergie bei einem geringeren Anteil an Biomasse bezüglich der installierten EE-Leistung. Hierdurch ist auch eine stärkere Fluktuation sowie ein deutlicheres Auftreten von Erzeugungsspitzen der EE-Erzeugung zu erwarten. Auf Grundlage aufbereiteter EE-Erzeugungszeitreihen sowie einer Gesamtlastzeitreihe der Region Trier wurde die Residuallast für das Jahr 2012 modelliert. Im Ergebnis ließen sich Stunden mit Überdeckungen feststellen (Überdeckungen in 15

18 16 % der Stunden). Eine Häufung tritt insbesondere in den Wintermonaten auf, denen ein erhöhtes Winddargebot zugeschrieben werden kann. In einer Betrachtung für die gesamte Bundesrepublik sind für einen vergleichbaren Zeitraum noch keine entsprechend signifikanten Überdeckungssituationen zu erkennen. Sofern keine netztechnischen Gründe den Transfer von Energiemengen beschränken, ist dieser Austausch stets ein wesentliches Element. Zur Berechnung eines Regionalen Stromprodukts mussten einige Prämissen getroffen werden. So wurde festgelegt, dass die insgesamt regional erzeugte EE-Menge allen Verbrauchergruppen anteilig zugewiesen wird. Hinsichtlich der stromintensiven Industrie tragen die regionalen, nicht privilegierten Endkunden zur Begünstigung der bundesweit ansässigen privilegierten Unternehmen bei und vice versa werden regional privilegierte Unternehmen auch durch Zahlungen der bundesweiten nichtprivilegierten Stromkunden entlastet. Das Stadtwerk beschafft nun die gesamte Last aller regional ansässigen Stromverbraucher (Haushalte, Gewerbe, Industrie) abzüglich der regionalen Erzeugung gebündelt in einem Portfolio. Ein heterogenes Summenlastprofil bietet aufgrund von Ausgleichseffekten eine deutlich bessere Basis zur Integration hoher Anteile an (f)ee und verzögert ein frühzeitiges Auftreten von Überdeckungen. Die wesentliche Herausforderung für das Stadtwerk besteht in der Integration der Erneuerbaren insbesondere der fluktuierenden Erneuerbaren in das Beschaffungsportfolio. Da die dargebotsabhängige Erzeugung mit abnehmender Vorlaufzeit wesentlich präziser prognostiziert werden kann, wäre die heute übliche, langfristige Strompreisfixierung nur unter einer Absicherung verschiedener Risiken abbildbar. Durch eine kurzfristigere Beschaffungsstrategie hingegen können verschiedene Risikoaufschläge signifikant verringert oder vermieden werden. Voraussetzung dafür wären z.b. die Inkaufnahme einer kurzfristigeren Preisgarantie bzw. die Akzeptanz einer nachträglichen Korrekturabrechnung seitens der Verbraucher. Die Beschaffungskosten des regionalen Stromprodukts ermitteln sich aus der Jahressumme der durchschnittlichen Vergütungszahlungen je Stunde, den Zahlungen (zu Terminmarktpreisen) für nicht EEG-förderfähige EE-Anlagen sowie dem börslichen Spot-Ausgleich. Konkret ergeben sich so für die Region Trier im Jahr 2012 durchschnittliche Beschaffungskosten in Höhe von 10,3 ct/kwh. Inklusive der Kompensationszahlung zur Entlastung der privilegierten Industrie erhöht sich der Preis auf 10,9 ct/kwh. Als Referenzwert zum regionalen Stromprodukt wird die Summe (9,9 ct/kwh) aus konventioneller Beschaffung (6,3 ct/kwh) und EEG-Umlage herangezogen. Bei Interpretation der Ergebnisse ist zu beachten, dass die ausgewiesene EEG-Umlage für das Jahr 2012 deutlich zu niedrig angesetzt wurde (bzw. der Ausbau unterschätzt wurde), weshalb eine hohe Nachholung erforderlich wurde. Das Regionale Stromprodukt berücksichtigt hingegen bereits den vollständigen regionalen Zubau. 16

19 Zuzüglich der EEG-Umlage läge das Regionale Stromprodukt preislich nicht unbedeutend über der konventionellen Beschaffung. Aus diesem Grund wurden Strompreisbestandteile identifiziert, deren potentielle Anpassung zur Realisierung des Regionalen Stromprodukts denkbar wären. So würde eine EEG-Umlagebefreiung durchaus begründbar sein, da seitens des Stadtwerks bereits vergleichbare Kosten in Form der direkten EE-Anlagenvergütung anfielen, der finanzielle Beitrag zur Energiewende demnach bereits hinreichend geleistet wurde. Weiter wären Erleichterungen bei der MwSt. oder Stromsteuer ein interessanter Ansatz, da die Lasten hier nicht nur gebündelt auf nicht privilegierte Stromkunden/Lieferanten übertragen würden. Überdies könnten die vermiedenen Netznutzungsentgelte nun regional zur (f)ee-kostensenkung dem Stadtwerk zur Verfügung stehen. Je nach Ausgestaltung und Kombination preissenkender Stellschrauben eröffnet sich ein Preisbereich für den Haushaltskunden von 31,5 ct/kwh im teuersten bis zu 21,3 ct/kwh im günstigsten Fall (für das Tarifgebiet der SWT entsprechend 30,4 ct/kwh bzw. 19,3 ct/kwh). Diese Spannweite erlaubt es, eine prinzipielle Besser- oder Schlechterstellung der regionalen Stromkunden ggü. den übrigen zu vermeiden. Im Rahmen dieser Diskussion muss auch berücksichtigt werden, dass Stadtwerke über Einschnitte bei der Marge ihre Ambitionen, einen bedeutsamen Beitrag zum Gelingen der Energiewende zu leisten, deutlich machen könnten. Ausblick 2020 Auf Grundlage prognostizierter Last- und Erzeugungszeitreihen wurde die Residuallast für das Jahr 2020 modelliert. Da aktuelle Bevölkerungsfortschreibungen keine wesentlichen Änderungen für die Region Trier vorsehen, wurde dies auf die Last übertragen. Fehlende Ausbaupotenziale bzw. politische Zielrichtungen waren der Anlass dafür, keinen weiteren Ausbau der Wasserkraft sowie der Bioenergie zu unterstellen. Der PV- und Windzubau wird mit jährlich 5 % angenommen. Die modellierte Residuallast weist hinsichtlich der Anzahl (über h) und Leistungshöhe (Maximalwert 800 MW) erhebliche Überdeckungen auf. Auffällig ist ein hoher Anteil an Überdeckungen, die lediglich eine oder zwei Stunden andauern. Die längste Überdeckung umfasst insgesamt 88 Stunden. Der zuvor unterstellte, börsliche Ausgleich von Über- und Unterdeckungen wird voraussichtlich zunehmend auch durch die Beanspruchung von (dezentralen) Flexibilitätsoptionen ergänzt werden müssen. Da im Rahmen dieser Studie keine exakte ökonomische Einsatzoptimierung erfolgen konnte, wurde die Anwendungsreihenfolge vorab festgelegt: 1. Speicher, 2. flexible Biomasse, 3. Lastmanagement. Das in diesem Zusammenhang programmierte Simulationstool erlaubt es, ausgehend von der Residuallast als Eingangsgröße, die verbleibende Residuallast sowie 17

20 den Speicherfüllstand stündlich zu berechnen (Gradient, Speicherkapazität). Eine optimierte Fahrweise der Bioenergie zielt darauf ab, in Stunden mit niedriger Residuallast gedrosselt zu fahren, um eigeninduzierte Überdeckungen zu vermeiden. Sofern gewisse Restriktionen (z.b. Nachtarbeit, komplexe Fertigungsprozesse, Leistungsbegrenzungen etc.) außer Acht gelassen werden, verhält sich auch das Lastmanagement aus technisch-bilanzieller Sicht wie ein Speicher und wurde daher nicht gesondert simuliert. Wie zu erwarten, fallen bei flexibel gesteuerter Biomasse und der Anwendung eines großen Speichers (500 MWh Kapazität bei hohem Gradienten) die geringsten Überdeckungsstunden an. Gegenüber dem Referenzfall (ohne Flexibilitätsoptionen) konnten die Überdeckungen um 919 Stunden bzw. 39,5 % verringert werden. Vergleichbarkeit Eine überschlägige, vergleichende Berechnung Regionaler Stromprodukte für sämtliche zweistelligen Postleitzahlengebiete kommt zum Ergebnis, dass die Region Trier unter wirtschaftlichen Aspekten eher der Kategorie nur mäßig geeigneter Regionen zuzuordnen ist. Dies überrascht zunächst, zumal zuvor eine wirtschaftliche Abbildbarkeit als nicht unerreichbar eingestuft wurde. So liegt etwa der EEG-Anteil am Gesamtverbrauch über dem Bundesschnitt, gleiches gilt für die Beschaffungskosten je kwh (als Summe von regionaler EE-Erzeugung und börslichem Residualausgleich). Positiv im Vergleich zu Regionen mit ähnlicher Bevölkerungsanzahl und EEG- Anteilen wirken hingegen die aufgrund der ausgeprägten Windenergie geringen durchschnittlichen Vergütungskosten. Die im bundesweiten Kontext ermittelten, überschlägigen Kosten eines regionalen Stromproduktes reichen von gut 4,5 ct/kwh (reiner Spotmarktpreis) in Regionen mit nahezu keiner Stromerzeugung aus EEG-fähigen Anlagen bis zu 17,8 ct/kwh für Strom aus Regionen mit einer EEG-Quote von über 100 %, bzw. einem sehr hohen Anteil sowohl an PV-Strom als auch einer überdurchschnittlichen EEG-Quote am Gesamtbedarf. So ist in den Regionen, in denen wenig oder sehr günstiger EEG- Strom vorhanden ist, eine Umsetzung zu wirtschaftlichen Bedingungen sehr sicher und in Regionen, die über einen sehr hohen Anteil bzw. relativ teurere Erzeugungskapazitäten verfügen, nur mit zusätzlichen Vergünstigungen möglich. Ob und in welchem Umfang ein regionales Stromprodukt konkret umsetzbar ist, muss in einem zweiten Schritt regionenspezifisch geprüft werden, da sich bspw. der Wert von Überschüssen, die Kosten der Residualmenge oder auch Korrelationen von fee- Erzeugung und Bedarf regional unterscheiden. So bleibt zu klären, inwiefern im Zuge der Einführung regionaler Stromprodukte Kostenbestandteilen des Strompreises justiert werden können, die eine Entfaltung systemischer Vorteile zur Geltung kommen lassen und gleichzeitig Tendenzen der Entsolidarisierung vermeiden. 18

21 1 Ausgangssituation und Bestandsaufnahme (Recherche und Analyseschwerpunkt bis Dezember 2012) Der Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) wird derzeit durch das Erneuerbare- Energien-Gesetz 2012 (EEG) gefördert und sichergestellt. Kurzfristiges Ziel des Gesetzes ist es, den Anteil der EE an der Stromerzeugung bis 2020 auf 35 % zu steigern und langfristig (2050) auf mindestens 80 % 1 weiter zu erhöhen. 2 Die EE- Strommengen sind dafür in das Stromversorgungssystem zu integrieren. 3 In den politischen und wissenschaftlichen Diskussionen gibt es diesbezüglich verschiedene Ansätze, wie eine Integration der Erneuerbaren Energien zu verstehen ist bzw. diese ausgestaltet werden kann. In finaler Konsequenz bedeutet dies für Deutschland eine komplette Transformation des bestehenden Stromsystems. Aufgrund der im Stromsektor eingeschränkten EE-Potenziale für Biomasse, Laufwasser und Geothermie wird die zukünftige Stromerzeugung maßgeblich von Windkraft und Photovoltaik geprägt werden. Um deren fluktuierende Erzeugung werden sich verschiedenste Ausgleichsoptionen 4 gruppieren und mittel- bis langfristig wird das Design der aktuellen Strommärkte geändert bzw. durch neue Märkte ergänzt werden müssen. 5 In der folgenden Studie werden am Fallbeispiel der Stadtwerke Trier Vermarktungsoptionen dezentraler EE-Anlagenverbünde näher untersucht und bewertet. Dafür werden EE-Anlagen und deren Ausbau in der Region Trier unter Berücksichtigung technischer, wirtschaftlicher und rechtlicher Rahmenbedingungen betrachtet. Dies schließt eine Überprüfung auf mögliche Inkompatibilitäten mit den Anforderungen eines zukünftigen Stromsystems ein. Aus den Ergebnissen der Untersuchungen wird eine Strategie für die Stadtwerke Trier entwickelt, eine mögliche Übertragbarkeit auf andere Stadtwerke überprüft sowie deren Auswirkungen auf das Gesamtsystem bewertet. Weiterhin werden abschließend Vorschläge für eine mögliche Weiterentwicklung des EEGs und gegebenenfalls weiterer Rahmenbedingungen abgeleitet und dargestellt. Im Rahmen dieses einleitenden Arbeitspaketes werden zunächst die grundsätzlichen Einsatzgebiete und Märkte für EE-Anlagenverbünde skizziert. Hierzu bedarf es je- 1 Laut EEG-Referentenentwurf von März 2014 soll der Anteil der EE bis zum Jahr 2025 auf % und bis zum Jahr 2035 auf % gesteigert werden 2 1 Abs. 2 EEG 3 Ebd. 4 Z.B. flexibel regelbare Kraftwerke, Speicher, Lastmanagement, Solarthermische Kraftwerke im Europäischen Verbund. 5 Vgl. IZES 2012, S. 15f 19

22 doch vorab einer Begriffsdefinition jener Anlagenverbünde. Die Motivation der Stadtwerke Trier sowie die anvisierten Ziele bestimmen das weitere Vorgehen innerhalb der vorliegenden Studie. Regionale Akteure der Energieversorgung und insbesondere Stadtwerke vereinen oftmals mehrere energiewirtschaftliche Marktrollen. Aus diesem Grund sind auch im Kontext der Studienfragestellung Aspekte des Unbundlings zu prüfen. Weitere rechtliche Fragestellungen beziehen sich auf die Aktivität öffentlicher, regionaler Institutionen in der Energiewirtschaft. Zum besseren Verständnis der später aufgegriffenen EEG-Direktvermarktungsoptionen sowie des Bilanzkreisausgleichs werden diese beiden Themen separat ausführlich in den Abschnitten 6.3 und 6.4 des Anhangs erläutert. 1.1 Einsatzgebiete und Märkte von EE-Anlagenverbünden Für die Bestandaufnahme werden vorab die gängigen Möglichkeiten der Vermarktung von Strom sowie derzeit bestehende dezentrale Anlagenverbünde betrachtet. Weiterhin findet eine kurze Beschreibung einiger in der Studie verwendeter bzw. nicht verwendeter Begrifflichkeiten statt Aktueller Stand der Direktvermarktung Erneuerbarer Energien Das EEG bietet EE-Stromerzeugern eine Festvergütung über die Netzbetreiber an, die den wirtschaftlichen Betrieb von EE-Anlagen ermöglicht. Alternativ dazu kann EE-Strom grundsätzlich auch durch den Anlagenbetreiber direkt vermarktet werden. Dies bietet sich vor allem für Deponie-, Klär- und Grubengas- sowie Wasserkraftanlagen an. Diese besitzen häufig Kostenstrukturen, die einen wirtschaftlichen Betrieb unabhängig vom EEG ermöglichen. Zudem sind im EEG die Direktvermarktungsoptionen über Marktprämie ( 33g EEG) und Grünstromprivileg ( 39 EEG) möglich. Durch das Marktprämienmodell soll allen EE-Anlagenbetreibern ermöglicht werden, ihre Anlagen selbst zu vermarkten und sich somit stärker in den verschiedenen Strommärkten zu integrieren. Dafür wird den Anlagenbetreibern zusätzlich zu ihren Einnahmen aus der Direktvermarktung eine Marktprämie gezahlt, die verhindern soll, dass diese sich schlechterstellen als über die Festvergütung. Die Marktprämie errechnet sich aus der Differenz der festen EEG-Vergütung und dem Börsenwert der energieträgerspezifischen Einspeisung von EEG-Anlagen. Dies bedeutet, dass eine durchschnittliche Windkraftanlage bei einer Vermarktung über den Vortageshandel der Strombörse und zusätzlicher Marktprämie, die gleichen Einnahmen erhält wie 6 Siehe Abschnitt 1.1.4, S. 9. Der allgemeine Begriff virtuelles Kraftwerk wird in dieser Studie bewusst nicht verwendet. 20

23 eine Anlage, die regulär über das EEG festvergütet wird. Um den Verwaltungsaufwand einer Direktvermarktung zu kompensieren, wird zudem eine Managementprämie gezahlt. 7 Über das sogenannte Grünstromprivileg werden Stromlieferanten anteilig von der EEG-Umlage befreit, wenn ihr Lieferportfolio zu großen Teilen aus EE-Strom besteht. 8 Diese Minderkosten können sowohl auf EE-Erzeuger, verminderten Endkundenpreis wie auch eigene Renditeansprüche aufgeteilt werden. Aufgrund der begrenzten Umlagebefreiung ist eine Vermarktung innerhalb eines solchen Grünstromportfolios nur für EE-Anlagen mit niedrigen EEG-Vergütungsansprüchen sinnvoll. Primäre Motivation dieser Regelung ist eine EE-Integration über Grünstromprodukte für Endkunden zu ermöglichen, die sich von den regulär angebotenen Graustromprodukten abheben. Bis zur Einführung der Marktprämie war der Anteil der Erneuerbaren Energien, die direkt vermarktet wurden, vergleichsweise gering (vgl. Abbildung 1-1). Im Jahr 2010 wurden weniger als 500 MW EE-Anlagen direkt vermarktet. Im Folgejahr 2011 stieg diese auf fast MW an. Maßgeblicher Grund dafür war die Erhöhung der EEG- Umlage von 2 ct/kwh auf 3,5 ct/kwh, die die Vermarktung über das Grünstromprivileg attraktiv machte. Bis 2012 wurde in der Statistik nicht zwischen den verschiedenen Direktvermarktungsoptionen unterschieden, 2011 kann jedoch davon ausgegangen werden, dass die beherrschende Direktvermarktung über das Grünstromprivileg stattfand. Die Daten von 2012 bestätigen dies auch wurde neben der Einführung der Marktprämie die EEG-Umlagebefreiung des Grünstromprivilegs auf 2 ct/kwh begrenzt. Die Vermarkung über das Grünstromprivileg fiel auf bis zu 600 MW EE-Anlagenleistung in 2012 und eine Direktvermarktung ohne EEG- Förderoptionen wurde von weniger als 200 MW EE-Anlagen genutzt. Die Neueinführung der Marktprämie in 2012 hat zu einem starken Anstieg der Direktvermarktung geführt. Seit Anfang 2012 stieg die Direktvermarktung über die Marktprämie konstant und betrug im Dezember 2012 etwa MW an vermarkteten EE-Anlagen. Bezogen auf die Ende 2012 installierte EEG-Anlagenleistung von MW 9 ist dies ein Anteil von 41 %. Größten Anteil an den Marktprämien -Anlagen haben die Windkraftanlagen mit 84 %. 10 Im Rahmen des Marktprämienmodells ist die Managementprämie für fluktuie- 7 Laut EEG-Referentenentwurf von März 2014 soll für Neuanlagen eine verpflichtende Direktvermarktung eingeführt werden. Damit einhergehend soll für diese Anlagen die Zahlung der Managementprämie für alle Anlagen entfallen. 8 Nach 39 EEG 2012 muss der an die Letztverbraucher gelieferte Strom mindestens 50 % aus EE sowie ebenfalls aus mindestens 20 % fluktuierenden EE (Wind, PV) bestehen. 9 Vgl. netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net) 10 Vgl. netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net) 21

24 rende Erzeugungsanlagen höher als die der regelbaren EE, um dem dort erweiterten Prognoseaufwand gerecht zu werden. Der rapide und steigende Anstieg an Windkraftanlagen in dieser Vermarktungsform lässt vermuten, dass dessen finanzieller Anreiz sehr attraktiv ist. Im Nachhinein hat sich gezeigt, dass die der Managementprämie zugrunde liegenden Berechnungen zu hoch angesetzt wurden 11, weshalb diese für 2013 und die nachfolgenden Jahre gekürzt wurden EE-Anlagenleistung in GW Marktprämie 33b Num 1 EEG 2012 sonstige Direktvermarktung 33b Num 3 EEG 2012 Direktvermarktung 17 EEG 2009 / Grünstromprivileg 33b Num 2 EEG Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Abbildung 1-1: EE-Anlagen in der Direktvermarktung 13 Die den Direktvermarktungsoptionen zuordenbaren Anlagenleistungen für April 2014 können aus Tabelle 1-1 technologiedifferenziert entnommen werden. Seit dem Referenzjahr (2012) der vorliegenden Studie ergaben sich keine wesentlichen Anteilsverschiebungen. Die Direktvermarktungsoptionen nach 33b Num 2 und 33b Num 3 nehmen lediglich 1,9 % des Anteils der Marktprämienvermarktung ein. Mit MW beläuft sich der Anteil der Windkraft an der Gesamtmenge in Höhe von MW auf 76 %. 11 Siehe Rostankowski et al. 2012, S Siehe BMU 2012b und Managementprämienverordnung (MaPrV) 13 Eigene Darstellung, Daten: netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net). Vor 2012 wurden die Angeben zur Direktvermarktung nicht in Grünstromprivileg und sonstige Direktvermarktung unterteilt. Da der Anteil der sonstigen Direktvermarktung vor 2012 ebenfalls als gering angesehen werden kann, wurde zur Übersichtlichkeit die gesamte Direktvermarktung vor 2012 und die Vermarktung über das Grünstromprivileg seit 2012 farblich gleichgesetzt (hier: grün). 22

25 Tabelle 1-1: Direktvermarktung nach 33b EEG April 2014 in [MW] 14 Verm.- option Wasserkraft Gase Biomasse Geoth. Wind onshore Wind offshore Solar Summe 33b Num b Num b Num Möglichkeiten der Vermarktung von Strom EE-Anlagen können theoretisch an allen Strommärkten teilnehmen, an denen auch konventionelle Stromerzeuger partizipieren. Diese Märkte sind: der börslich und außerbörslich organisierte Stromgroßhandelsmarkt, der sich wiederum in Spot- und Terminmärkte unterteilt. 15 Der Vortageshandel (Day-Ahead-Spotmarkt) der Strombörse EPEX in Paris gilt als Referenzmarkt für den Stromgroßhandelspreis in Deutschland. die sogenannten Regelenergiemärkte, bei denen es um die Vorhaltung von Regelleistung geht. Regelleistung wird benötigt, um das technisch bedingte Gleichgewicht zwischen Strombedarf und Stromangebot aufrechtzuerhalten, welches durch standardmäßig auftretende Prognoseabweichungen (Verbrauch, wie auch Erzeugung) oder unvorhergesehene Ereignisse (wie Z.B. einem Kraftwerksausfall) gestört wird. Die zum Ausgleich benötigten, vorgehaltenen Leistungen werden durch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber in Form von Auktionen gesichert. der Einsatz in der Bilanzkreisbewirtschaftung. Der deutsche Strommarkt ist in Bilanzkreise unterteilt, die grundsätzlich aus Stromlieferanten und -kunden bestehen. Der Bilanzkreisverantwortliche ist auf stündlicher Basis und im Rahmen seiner Prognosemöglichkeiten für den Ausgleich von Stromangebot und -nachfrage verantwortlich. Kurzfristigere Abweichungen und Prognosefehler werden grundsätzlich durch die zuvor beschriebene Regelleistung ausgeglichen, welche den Bilanzkreisen in Form von Ausgleichsenergie in Rechnung gestellt wird. Ausgleichsenergie ist grundsätzlich teurer, vor allem aber preislich schwieriger vorherzusehen als die Alternativbeschaffung an der Strombörse, weshalb der Bilanzkreisverantwortliche neben seiner generellen Verpflichtung auch ein wirtschaftliches Interesse besitzen sollte, diese zu mi- 14 Eigene Darstellung, Daten: netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net) 15 Spotmärkte sind Märkte an denen Handel und physische Erfüllung/Lieferung in engen zeitlichen Zusammenhang stehen. An der für Deutschland zuständigen Strombörse EPEX (Paris) sind dies der Day-Ahead-Spotmarkt (Vortageshandel) und der Intraday-Markt (Untertageshandel). An den Terminmärkten werden längerfristige Produkte gehandelt. Zusätzlich zu Geschäften mit physischer Erfüllung werden hier auch rein finanzielle Absicherungsgeschäfte (Hedging) gehandelt. 23

26 nimieren. 16 Alternativ zum externen Ausgleichsenergiebezug kann die Abweichung durch Strombeschaffung/-verkauf oder eigene Erzeuger minimiert werden. 17 die Beschaffung von Verlustenergie. Die Betreiber von Energieversorgungsnetzen sind verpflichtet, die in ihrem Stromnetz anfallenden Übertragungsverluste marktorientiert und diskriminierungsfrei zu beschaffen. Grundsätzlich bedeutet dies eine Ausschreibung der benötigten Energiemengen. 18 der Endkundenmarkt. Stromerzeugungsanlagen können direkt ohne weitere Handels- bzw. Vertriebsstufen für die direkte Endkundenbelieferung genutzt werden. Aufgrund organisatorischer sowie technischer Restriktionen 19 und/ oder ökonomischer Eintrittsbarrieren 20 ist die Vermarktung einzelner dezentraler Stromerzeugungsanlagen jedoch an diesen Märkten praktisch nicht immer möglich. Für die Handelsteilnahme an der Strombörse EPEX wird beispielsweise eine generelle Beitrittsgebühr von bis zu erhoben. 21 Zur Teilnahme an den Regelleistungsausschreibungen der Übertragungsnetzbetreiber für die Minutenreserve wird ein Minimum von 5 MW-Anlagenleistung benötigt. 22 Die Teilnahme ist daher häufig nur für einen Anlagenverbund dezentraler Erzeuger technisch möglich bzw. ökonomisch lohnenswert Dezentrale Anlagenverbünde in bestehenden Märkten und Forschungsprojekten Neben der bereits oben beschriebenen Direktvermarktung von EE in organisatorischen Verbünden existieren weitere dezentrale Anlagenverbünde, die in verschiedenen Strommärkten unterwegs sind. Weiterhin gibt es vielgestaltige Forschungspro- 16 Im Dezember 2011 und Februar 2012 sind Zeitpunkte aufgetreten in denen mit niedrigeren Ausgleichsenergiepreisen als Börsenpreisen zu rechnen war. In diesen Zeiträumen sind trotz Verpflichtung der Bilanzkreisverantwortlichen zum bestmöglichen Ausgleich hohe Bilanzkreisabweichungen aufgetreten, die zu einem versorgungstechnisch bedenklichen Regelleistungsabruf geführt haben. Um solche Zuvorkommnisse zukünftig zu vermeiden, ist das Ausgleichsenergiepreis-Abrechnungssystem weiterentwickelt worden. Zentrale Maßnahmen sind die Kopplung des Ausgleichsenergiepreises mit dem Intraday-Börsenpreis (Ausgleichsenergiepreis >= Börsenpreis) und Preisaufschläge bei massiven Bilanzkreisabweichungen (Vgl. BNetzA 2012). 17 Nähere Ausführungen zum Bilanzkreismanagement sowie der Regel-/Ausgleichsenergie finden sich in Anhang Fehler! Vereisquelle konnte nicht gefunden werden StromNZV 19 Z.B. Ausbildung/Zulassung, IT-Anbindung und installierte Leistung 20 Z.B. Teilnahme-, Handelsgebühren und finanzielle Sicherheiten 21 Siehe EPEX Siehe regelleistung.net 24

27 jekte, in denen dezentrale Anlagenverbünde eine zentrale Rolle spielen. Grundsätzlich kann zwischen vier Einsatzformen dezentraler Anlagenverbünde unterschieden werden: 1. Der einfache organisatorische Zusammenschluss (keine aktive Steuerung der Anlagen) von dezentralen Erzeugungsanlagen zur gemeinsamen, optimierten Vermarktung. Als Märkte hierfür bieten sich die verschiedenen Großhandelsmärkte sowie der Endkundenmarkt (Grünstromprivileg) an. Firmen, die eine solche Vermarktung anbieten und betreiben, sind unter anderem: Energy2Market, Lichtblick, Mark-E, Next Kraftwerke, Nordjysk Elhandel, RWE Energiedienstleistungen, Statkraft, Terajoule Energy und Trianel. 2. Das virtuelle Regelkraftwerk, in welchem Erzeugungsanlagen leittechnisch verbunden sind und Präqualifikationen unterlaufen müssen, um gemeinsam Regelleistung anbieten und erbringen zu können. Da in diesem Markt eine Leistungsvorhaltung gehandelt wird, kann abhängig von den eingesetzten Anlagen ebenfalls eine weitere Vermarktung der Anlagen möglich und nötig sein. Neben Erzeugungsanlagen eignen sich hier für eine erweiterte Poolung auch Netzersatzanlagen (Notstromaggregate) und abschaltbare Lasten (thermische Prozesse, Kühlhäuser). Unter anderem wird eine solche Vermarktung von den Firmen Energylink, Energy2Market, EnviaM, Lechwerke, Mark-E, Next Kraftwerke, Stadtwerke Düsseldorf, RWE Energiedienstleistungen, Stadtwerke Aalen, Stadtwerke Rosenheim, Stadtwerke München, Stadtwerke Unna, SP Energycontrol, Steag Power Saar, Terajoule Energy, Trianel, Vattenfall und VSE angeboten bzw. durchgeführt. 3. Eine Einsatzoptimierung leittechnisch verbundener Erzeugungsanlagen. Im Gegensatz zum organisatorischen Zusammenschluss wird eine Einsatzoptimierung zwischen verschiedenen Anlagen durchgeführt. Dafür wird eine gemeinsame Restriktion bzw. ein gemeinsames Kriterium für die Optimierung benötigt. Für Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) stellt eine angeschlossene Wärmesenke (Fernwärme-, Nahwärmenetz) ein solches Kriterium dar. Neben einem kostenoptimalen Einsatz der Anlagen zur Wärmeerzeugung können die Anlagen über Wärmespeicher zeitlich vom Wärmeverbrauch entkoppelt werden. Durch diese zeitliche Entkopplung ist eine stromgeführte Fahrweise der KWK-Anlagen möglich. Neben vielen der zuvor bereits genannten Firmen vermarkten zahlreiche Stadtwerke (mit Wärmenetzen) ihre KWK- Anlagen bereits stromgeführt an den Stromgroßhandelsmärkten sowie den Regelenergiemärkten. 4. Eine Bündelung von dezentralen Anlagen in Forschungsprojekten zum dezentralen Stromsystem und zum zukünftigen Ausgleich der fluktuierenden EE. 25

28 Beispiele für solche Forschungsprojekte sind die Projekte DESIRE, DISPO- WER, Energiepark KonWerl, MASSIG, SEMS, VIRTPLANT, Virtuelles Kraftwerk Harz und VPS-Allgäu. Neben der Vermarktung und dem Einsatz von dezentralen Erzeugungsanlagen wird hier, abhängig vom Forschungsprojekt, vor allem das Zusammenspiel mit Speichern und Verbrauchern sowie netztechnische Aspekte mit betrachtet. Dabei werden ebenfalls Einsatzarten untersucht, die unter den aktuellen ökonomischen Rahmenbedingungen nicht zustande kommen würden Dezentrale Anlagenverbünde, virtuelle Kraftwerke und Smart Grids Dezentrale Anlagenverbünde werden weitverbreitet als virtuelle Kraftwerke bezeichnet. Eine allgemeingültige Definition des Begriffes virtuelles Kraftwerk hat sich jedoch noch nicht ergeben, abhängig von Beteiligten und Kontext kann der Begriff unterschiedlich verstanden werden. Zum Teil werden bereits zentral vermarktete, nicht leittechnisch verbundene, regional unabhängige EE (Direktvermarktung über die Marktprämie) als virtuelles Kraftwerk bezeichnet. Andererseits wird derselbe Begriff auch für einen leittechnisch verbundenen, regionalen Zusammenschluss von unterschiedlichen Stromerzeugungsanlagen, -verbrauchern und Speichern mit dem Ziel einer lokalen Energieautarkie verwendet. Um falschen Assoziationen und daraus folgenden Missverständnissen vorzubeugen, wird in diesem Forschungsprojekt nicht weiter von virtuellen Kraftwerken gesprochen, sondern generell von Anlagenverbünden. Ein weiterer, bisher recht universal gebrauchter Begriff, ist das sogenannte Smart Grid. Dieser wird häufig im Zusammenhang mit der Integration fluktuierender EE im regionalen Kontext eines Verteilnetzes gebraucht und deshalb auch teilweise für regionale Anlagenverbände verwendet. Um die wissenschaftliche und politische Diskussion zu vereinheitlichen, hat die Bundesnetzagentur eine Definition für Smart Grid niedergeschrieben und zur Diskussion gestellt. 23 Demnach sind Smart Grids Elektrizitätsnetze, die informations- und regeltechnisch erweitert wurden, um bestehende Netzkapazitäten optimal und vollständig nutzen zu können. Weiterhin kann eine Smart Grid-Infrastruktur auch zur Schaffung von Smart Markets dienen, die kleinen Netznutzern ein marktliches Handeln ermöglichen. Durch den regionalen Bezug dieses Forschungsprojektes und der Tatsache, dass die Stadtwerke Trier ebenfalls über einen Netzbetrieb verfügen, werden Smart Grid-Aspekte (Erzeugungs- und Lastverschiebung) mitbetrachtet, stehen jedoch nicht im Vordergrund dieser Untersuchung. 23 Siehe BNetzA 2011, S. 11f 26

29 1.2 Motivation der Stadtwerke Trier und Anspruch der Studie Kurzdarstellung der Stadtwerke Trier Die Stadtwerke Trier sind ein kommunales Mehrspartenunternehmen, 24 deren Muttergesellschaften SWT-AöR 25 und SWT Stadtwerke Trier GmbH sich im Besitz der Stadt Trier befinden. 26 Mitwirkender an dieser Studie ist die SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, die sich mehrheitlich mit 56,4 % im Besitz der Stadtwerke Trier GmbH befindet. Weitere Anteilseigner sind die Enovos Deutschland AG (24,9 % Anteil) und die RWE RWN Beteiligungsgesellschaft Mitte mbh (18,7 % Anteil). Die Aufgaben der SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH sind die eines klassischen kommunalen Versorgungsunternehmens, welches die Kommune mit Gas, Strom, Wasser und Fernwärme versorgt. Dies bedeutet, dass dort die für die Studie interessanten Akteure Erzeuger, Vertrieb und Netzbetreiber vereint sind Motivation und Ziele der Stadtwerke Trier Bindend für alle Unternehmensbereiche der Stadtwerke Trier (SWT) sind deren Leitbild und Motivation, welche die strategische Ausrichtung jeglicher Unternehmung darstellen. Die SWT sieht sich als regionaler Infrastrukturdienstleister, sowohl für die Stadt als auch für die Region Trier. 28 Mit ihrem Leitspruch Wir denken schon an morgen. sind sie ihren Kunden, Mitarbeitern, Partnern, der Umwelt, der regionalen Wirtschaft sowie der Region verpflichtet, um ihrerseits fortwährend erfolgreich zu sein. 29 Davon abgeleitet und analog zu einem Stadtratsbeschluss der Stadt Trier 30 besitzen die SWT das konkrete Ziel 50 % des in der Stadt Trier benötigten Stroms 24 Vgl. swt.de. Grundsätzlich sind dies die Sparten Energie- und Wasserversorgung, öffentlicher Nahverkehr, Bäderbetrieb, Telekommunikation und der Betrieb von Parkhäusern. 25 AöR steht für Anstalt des öffentlichen Rechts und ist eine rechtlich selbstständige juristische Person. 26 Die SWT-AöR befindet direkt hundertprozentig im Besitz der Stadt Trier. Hingegen wird die SWT Stadtwerke Trier GmbH indirekt über 94 % der Anteile durch die SWT-AöR gehalten, zuzüglich 6 % direkter Beteiligung der Stadt Trier (Vgl. swt.de). 27 In der Studie werden selbstverständlich die Anforderung zur Entflechtung des regulierten Netzbetriebs von den privatwirtschaftlich organisierten Bereichen der Erzeugung und des Vertriebs berücksichtigt. 28 Vgl. swt.de, über SWT 29 Vgl. ebd., Unternehmensleitbild 30 Siehe Trier

30 durch dezentralen und regenerativen Strom aus der Region zu erzeugen. 31 Neben diesem bilanziellen mittelfristigen Ziel wird auch langfristig eine verbrauchsorientierte regionale Stromversorgung angestrebt. Hierfür wird beispielsweise der Bau eines Pumpspeicherkraftwerkes geplant, durch das zukünftig regionale Überschussenergie zur weiteren regionalen Nutzung zwischengespeichert werden soll Weitere Zielsetzungen für den Ausbau Erneuerbarer Energien Neben dem Ziel der Stadt Trier 50 % des verbrauchten Stromes bilanziell durch Erneuerbare Energien zu decken existieren weitere direkte und indirekte Zielsetzungen für die Region Trier. In dem Energieplan 2010 der Energieagentur Region Trier wird für die Region Trier das Ziel formuliert, von einer Energie importierenden Region zu einer Energie exportierenden Region zu werden. 33 Für das Jahr 2020 bedeutet dies einen bilanziellen Anteil von 103 % Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch. 34 Rheinland-Pfalz, das Bundesland in dem sich die Region Trier befindet, hat sich das Ziel gesetzt bis 2030 den Anteil von Erneuerbaren Energien an dem Stromverbrauch auf 100 % zu erhöhen. 35 Weiterhin existiert noch das ebenfalls im EEG fixierte Bundesziel, den Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch bis 2020 auf mindestens 35 % zu steigern Anspruch und Ziele für dieses Forschungsprojekt Dieses Forschungsprojekt orientiert sich an den zuvor genannten Zielen, übernimmt jedoch keines eins zu eins. Betrachtungsregion für Stromverbrauch wie auch für die Stromerzeugung ist die Region Trier, bestehend aus den Landkreisen Bernkastel- Wittlich, Trier-Saarburg, Vulkaneifel, dem Eifelkreis Bitburg-Prüm sowie der Stadt Trier. Für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in der Region werden die Annahmen der Energieagentur Region Trier sowie der Stadtwerke Trier übernommen. Im 31 Vgl. swt.de, Motivation und Visionen. Aus der Formulierung lässt sich eine rein bilanzielle Zielsetzung ableiten. Ein konkretes Datum für die Zielerreichung fehlt sowohl im Stadtratsbeschluss, wie auch in den Zielen der SWT. 32 Vgl. swt.de, Pumpspeicherkraftwerk RIO 33 Vgl. eart 2010, S. 57f 34 Ergebnis der hinterlegten bis 2050 zielerreichenden Szenariountersuchungen im Energieplan Im Trend, ohne weitere Maßnahmen zur Zielerreichung, wird für 2020 ein Anteil von 57 % Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch erwartet (Vgl. eart 2010, S. 58ff). 35 Siehe mwkel.rlp.de 36 Vgl. Bundesregierung 2010, S. 5 und EEG 1 Abs. 2 28

31 Gegensatz zu den vorherrschenden bilanziellen Zielsetzungen wird in diesem Forschungsprojekt die maximale zeitgleiche Versorgung aus regionalen Stromerzeugern angestrebt. Das durch die SWT geplante Pumpspeicherkraftwerk wird in der Studie nicht explizit betrachtet, da dies eine Besonderheit der Region darstellt, welche für die späteren Handlungsempfehlungen auf nationaler Ebene nicht zweckdienlich ist. 37 Neben erneuerbaren Erzeugungsanlagen werden weiterhin hocheffiziente, mit Erdgas befeuerte KWK-Anlagen sowie Lastmanagementpotenziale ausgesuchter regionaler Industriebetriebe beschrieben. Darüber hinaus werden weitere zukünftig mögliche Speicher- und Lastverschiebeoptionen abgeprüft. 1.3 Rechtliche Anforderung zur Entflechtung Die SWT Stadtwerke Trier-VersorgungsGmbH vereint als klassisches kommunales Versorgungsunternehmen Erzeugung, Handel, Vertrieb und Netzbetrieb von Strom unter einem Dach. Die Frage, wie diese Bereiche zusammenspielen können, ist für eine Strategieentwicklung wahrscheinlich relevant. Gerade ein solches Zusammenspiel wird durch Regelungen zur sog. Entflechtung ( unbundling ) aber rechtlich eingeschränkt. Die entsprechenden Vorschriften werden im Folgenden deshalb dargestellt. Um eine Übertragbarkeit zu gewährleisten, erfolgt die Darstellung allgemein und nicht allein am konkreten Fall der Stadtwerke Trier. Erzeugung, Handel und Vertrieb von Strom wurden liberalisiert und der wettbewerblichen Allokation überlassen, während der Netzbetrieb weiterhin einer Regulierung unterliegt. Da Erzeugung, Handel und Vertrieb auf Stromnetze angewiesen sind, muss der Anschluss an und Zugang zu Stromnetzen und deren Nutzung diskriminierungsfrei gesichert werden, um faire Wettbewerbsbedingungen zu schaffen. Dem steht in vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen der Anreiz entgegen, über das Netzgeschäft den verbundenen Unternehmensteilen in Erzeugung, Handel oder Vertrieb Vorteile gegenüber Wettbewerbern zu verschaffen und dadurch den Wettbewerb zu beeinträchtigen. Ein solcher Anreiz besteht prinzipiell, solange Netzbetreiber und Handels-, Erzeugungs- oder Vertriebsunternehmen nicht eigentumsrechtlich entflochten sind, also direkt oder indirekt aneinander beteiligt sind. Gleichzeitig hat ein Netzbetreiber grundsätzlich auch vielfältige Möglichkeiten einem verbundenen Vertrieb oder einer verbundenen Erzeugung Wettbewerbsvorteile zu verschaffen. Z.B. können Kosten des Vertriebs oder der Erzeugung dem regulierten Netzbereich zugeordnet werden, ein Netzanschluss, -zugang oder die Netznutzung 37 Im Rahmen der Modellierung möglicher Flexibilitätsoptionen wird jedoch im weiteren Studienverlauf eine Simulation technologieoffener, kapazitätsstarker Speicher durchgeführt. 29

32 von unabhängigen Erzeugungsanlagen können behindert werden oder dem eigenen Vertrieb können Informationen über Erzeuger oder Nutzer weitergegeben werden, die ein Unternehmen aufgrund seiner Rolle als Netzbetreiber erhält 38. Eine Entflechtung (Unbundling) soll den Anreiz einer Diskriminierung durch in Energieversorgungsunternehmen integrierte Netzbetreiber mittels Vorschriften über dessen Organisation beseitigen oder zumindest die Möglichkeiten einer Diskriminierung verringern. Um den Anreiz einer Diskriminierung durch Netzbetreiber zu beseitigen, wäre eine strikte eigentumsrechtliche Trennung von Netzbetrieb auf der einen Seite und Erzeugung, Handel und Vertrieb auf der anderen Seite erforderlich ( eigentumsrechtliche Entflechtung ). Eine solche ist aber für die in diesem Kontext interessierenden Betreiber von Verteilernetze für Elektrizität (VNB) nicht vorgesehen und wird auch aktuell im energiepolitischen Diskurs in Deutschland nicht vorgeschlagen. Demnach beschränken sich gegenwärtig Vorschriften zur Entflechtung für VNB auf das Ziel die Möglichkeiten von Diskriminierungen zu verringern. Gleichzeitig trennt die Entflechtung wettbewerbliche Bereiche vom regulierten Netzbetrieb und sorgt damit für eine Grundvoraussetzung einer funktionierenden Regulierung. Geregelt sind die geltenden Grundsätze für Entflechtungen im Teil 2 des EnWG, dessen Abschnitte 1 und 2 für VNB einschlägig sind. Hinzu kommen Veröffentlichungen der Regulierungsbehörden, die allerdings nicht rechtsverbindlich sind, den Unternehmen aber Orientierungshilfen geben. 39 Als Ziel der Entflechtung wird in EnWG 6 eine Gewährleistung von Transparenz sowie eine diskriminierungsfreie Abwicklung und Ausgestaltung des Netzbetriebs genannt. Vorgeschrieben wird im Einzelnen eine informatorische Entflechtung (EnWG 6a), eine buchhalterische Entflechtung (EnWG 6b), eine (gesellschafts-)rechtliche Entflechtung (EnWG 7) und eine operationelle Entflechtung (EnWG 7a). In diesem Kontext hat sich für VNB durch die jüngsten Novellierungen des EnWG nichts Grundlegendes geändert. 40 Einschlägige Änderungen werden im Folgenden benannt. Für die Arten der Entflechtung gelten teilweise de-minimis-regeln (EnWG 7 Abs. 2 und 7a Abs. 7). Diese sind in Tabelle 1-2 dargestellt. Für vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen mit weniger als mittel- oder unmittelbar ange- 38 Ausführlich zu den Möglichkeiten siehe BNetzA 2007a, S.86ff. Speziell zu Informationen siehe die Liste sensibler Daten in BNetzA 2007b, S.15. Siehe auch IZES et al. 2008, S.83f. 39 Neben BNetzA 2007b sind dies: BNetzA 2006, BNetzA 2008a, BNetzA 2012a, ERGEG Siehe Monopolkommission 2011, S.17 u

33 schlossenen Kunden 41 ist demnach nur die informatorische und buchhalterische Entflechtung umzusetzen, während größere Netzbetreiber alle vier Arten der Entflechtung umsetzen müssen. Aufgrund des Bezugs auf vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen ein Begriff der in EnWG 3 Nr. 38 ( Verbundklausel ) definiert wird sind bei Prüfung der de-minimis-regel auch Beteiligungen zwischen Energieversorgungsunternehmen zu berücksichtigen. 42 Die Summe der Kundenanzahl sämtlicher verbundener Energieversorgungsunternehmen ist ausschlaggebend, sofern die Verbindung die Möglichkeit einer bestimmenden Einflussnahme gewährt. Regelmäßig wird dies bei einer Beteiligung von mindestens 50 % vermutet. Allerdings ist wegen der Vielgestalt an Möglichkeiten, Kontrolle über ein Unternehmen auszuüben, [ ] nicht die äußere Form [entscheidend] sondern das erzielte Ergebnis. (BNetzA 2006, S. 9). Dabei kommt es allein auf die Möglichkeit, Kontrolle auszuüben an, nicht auf die tatsächliche Ausübung. 43 In IZES et al (S. 86) findet sich eine grobe Abschätzung, nach der damit zu rechnen ist, dass 90 % der VNB unter die deminimis-regel fallen. Aufgrund ihrer Häufigkeit sind damit Unternehmen, die nur der informatorischen und buchhalterischen Entflechtung unterliegen, von größter Bedeutung Zu einer Präzisierung des Kundenbegriffs s. BNetzA 2006, Anhang VNB sind im Übrigen vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen sofern auch Vertrieb oder Erzeugung von Elektrizität im gleichen Unternehmen oder in Unternehmensgruppe wahrgenommen werde (s. EnWG 3 Nr. 38). 43 Vgl. BNetzA 2006, S.9ff, wo auch Beispiele aufgeführt werden. 44 Dabei wurde die Verbundklausel nicht beachtet. Im Kontext der de-minimis-regel für die Entflechtung ist auch auf weitere de-minimis-klauseln hinzuweisen. Wichtig für Strategieentwicklungen von Stadtwerken kann insbesondere sein, ob sie innerhalb der Anreizregulierung die Wahl zu einem vereinfachten Verfahren haben und dieses wählen, da dann andere Regeln für die Berechnung der Erlösobergrenze und möglicher Anerkennungen von Maßnahmen des VNB während der Regulierungsperiode gelten. Für das vereinfachte Verfahren sind maximal angeschlossene Kunden ohne Verbundklausel der Schwellenwert. Um einen Eindruck der Bedeutung zu gewähren, seien die die VNB betrachtet, für die die rheinland-pfälzische Landesregulierungsbehörde für Energie zuständig ist. Voraussetzungen für die Zuständigkeit sind weniger als angeschlossene Kunden ohne Verbundklausel und ein Netzgebiet, das die Landesgrenze nicht überschreitet. Von diesen 55 VNB wird nur auf zwei VNB darunter die Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH - das normale Verfahren angewendet (siehe mwkel.rlp.de). Das vereinfachte Verfahren in der Anreizregulierung erscheint demnach bei einer Betrachtung von Stadt- und Gemeindewerken als sehr bedeutend. 31

34 Tabelle 1-2: Nach Größe für VNB geltende Entflechtungsvorschriften 45 VNB mit weniger als angeschlossenen Kunden VNB mit mehr als angeschlossenen Kunden Informatorische Entflechtung vorgeschrieben Vorgeschrieben Buchhalterische Entflechtung vorgeschrieben Vorgeschrieben Rechtliche Entflechtung Nicht vorgeschrieben Vorgeschrieben Operationelle Entflechtung Nicht vorgeschrieben Vorgeschrieben Um eine Orientierung zu ermöglichen, wird im Weiteren ein kurzer Abriss zu den vier genannten Entflechtungsarten gegeben. Die informatorische Entflechtung ist in EnWG 6a gesetzlich geregelt, wobei der Absatz 1 die Wahrung der Vertraulichkeit von wirtschaftlich sensiblen, fremden Informationen fordert, die das vertikal integrierte Unternehmen in seiner Rolle als VNB erhält. Absatz 2 beschäftigt sich mit Informationen über die eigene Tätigkeit des VNB: Diese dürfen, sofern sie wirtschaftliche Vorteile bringen können, vertraulich gegenüber anderen Unternehmensteile behandelt werden und müssen in nichtdiskriminierender Weise veröffentlicht werden, sofern der VNB entsprechende Informationen offen legen will. Eine erste Möglichkeit, einen diskriminierungsfreien und transparenten Umgang mit eigenen Daten zu fördern, sind Veröffentlichungspflichten. Eine Zusammenstellung dieser Pflichten auf Basis verschiedener Gesetze und Verordnungen bietet BNetzA 2007b, Anlage 2. Zusätzlich sind Netzbetreiber nunmehr nach EnWG 20 Absatz 1 verpflichtet, Netzentgelte für das kommende Jahr unmittelbar nach deren Berechnung, spätestens jedoch bis zum 15. Oktober des Vorjahres, 46 zu veröffentlichen. Damit werden wesentliche, in der Vergangenheit auch mitunter genutzte, 47 Diskriminierungsmöglichkeiten eingeschränkt. Diskriminierungsfreiheit in Bezug auf bestehende Unternehmen wird erreicht, wenn die Schnittstellen zwischen VNB und verbundenem Vertrieb identisch sind mit den Schnittstellen zu unverbundenen Vertrieben. 48 Dabei müssen Umfang, Inhalt und Zeitpunkt weitergegebener Informationen identisch sein. Um dies zu gewährleisten, sind 45 Eigene Darstellung 46 Sofern sie bis zum 15. Oktober nicht vorliegen, sind Schätzungen zu veröffentlichen. 47 Siehe Monopolkommission 2011, S Zu grundlegenden Überlegungen siehe BNetzA 2006, S. 23ff. und ERGEG 2008, S. 11ff. 32

35 entsprechende Prozesse einzurichten, Mitarbeiter zu schulen, gegebenenfalls organisatorische Anpassungen durchzuführen und die Prozesse und Aktivitäten zu dokumentieren. BNetzA 2006, S. 27, weist ausdrücklich darauf hin, dass es auch für Unternehmen, für die keine operationelle Entflechtung verpflichtend ist, nötig sein könnte, organisatorische Maßnahmen zu ergreifen um ein Leerlaufen der informatorischen Entflechtungsvorschriften zu verhindern 49. Die buchhalterische Entflechtung wird in EnWG 6b geregelt. Die Vorschriften gelten teils auch für Netzbetreiber, die nicht Teil eines vertikal integrierten Energieversorgers sind. Im Kontext der Entflechtung ist die Pflicht nach Absatz 3 zentral für Tätigkeiten in den Bereichen Elektrizitätsübertragung Elektrizitätsverteilung Gasfernleitung Gasverteilung Gasspeicher Betrieb von LNG-Anlagen jeweils eine eigene interne Rechnungslegung mit getrennten Konten zu führen und eigene Bilanzen und Gewinn- und Verlustrechnungen zu erstellen. Nach der EnWG- Novelle (EnWG 6b Abs. 7) sind die darauf aufbauenden Geschäftsberichte nunmehr auch auf der Internetseite zu publizieren. Zudem muss ein vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen für weitere Tätigkeiten im Elektrizitäts- und Gassektor ebenfalls eigene Konten führen, die für jeden Sektor zusammengefasst werden können (EnWG 6b Abs. 3). Das Gleiche gilt für alle Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors. Die Bilanzen und Gewinn- und Verlustrechnungen aller Tätigkeiten sind zu prüfen und an die Regulierungsbehörde zu senden. Die Regulierungsbehörde kann zudem zusätzliche Schwerpunkte für die Prüfung festlegen (EnWG 6b Abs. 6). Die Vorschriften zur buchhalterischen Entflechtung sind auch für eine funktionierende Regulierung des Netzbetriebs von besonderer Bedeutung, da sie Quersubventionierungen zwischen regulierten und unregulierten Bereichen unterbinden soll. Die rechtliche Entflechtung von VNB, der vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen unterliegen, an deren Netz mindestens Kunden angeschlossen sind, wird in EnWG 7 geregelt. Deren Verteilernetzbetreiber muss hinsichtlich der Rechtsform unabhängig von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung 49 Vgl. auch BNetzA 2006, S.16 33

36 sein. 50,51 Dabei ist darauf hinzuweisen, dass eine eigene Rechtsform nicht hinreichend ist. Vielmehr muss die Netzgesellschaft in der Lage sein, selbstständig den Pflichten eines VNB nach EnWG nachzukommen. Z.B. darf die tatsächliche strategische und operative Steuerung nicht tatsächlich [ ] in einer Gesellschaft der wettbewerblichen Bereiche wahrgenommen werden (BNetzA 2008a, S.4). Die operationelle Entflechtung von VNB mit mehr als angeschlossenen Kunden innerhalb eines vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens wird in EnWG 7a geregelt. Mit der EnWG-Novelle kam hier die zusätzliche Anforderung zu Kommunikationsverhalten und Markenpolitik hinzu (EnWG 7a Abs. 6). Ziel der operationellen Entflechtung ist dabei nach EnWG 7a Abs. 1 die Sicherung der Unabhängigkeit des Netzbetreibers hinsichtlich der Organisation, Entscheidungsgewalt und Ausübung des Netzgeschäftes. Um dies zu erreichen, werden Maßnahmen in folgenden Bereichen vorgeschrieben: Personelle Entflechtung (EnWG 7a Abs. 2) Berufliche Unabhängigkeit der Leitung des Netzbetreibers (EnWG 7a Abs. 3) Unabhängigkeit bei der Entscheidungsbefugnis des Netzbetreibers (EnWG 7a Abs. 4) Kommunikationsverhalten und Markenpolitik, die eine Verwechslung von VNB und Vertriebsaktivitäten des vertikal integriertem Energieversorgungsunternehmens ausschließt (EnWG 7a Abs. 6) Festlegung eines Gleichbehandlungsprogramms (EnWG 7a Abs. 5). Die personelle Entflechtung nach EnWG 7a Abs. 2 betrifft sowohl Mitarbeiter mit und ohne Letztentscheidungsbefugnisse bzw. Leitungsaufgaben beim Netzbetreiber. Für Mitarbeiter mit rein ausführenden Tätigkeiten beim Netzbetreiber können auch bei anderen Unternehmensteilen beschäftigt sein. Zu sichern ist, dass sie in ihrer Tätigkeit mit Netzbezug ausschließlich vom Netzbetreiber Weisungen erhalten und keineswegs von anderen Unternehmensteilen. Mitarbeiter mit Letztentscheidungsbe- 50 Aufgrund der Verwendung des Begriffs Verteilernetzbetreiber können Gasverteiler und Stromverteilernetzbetreiber in eine Gesellschaft zusammengefasst werden, innerhalb derer dann allerdings entsprechend der Regelungen zur buchhalterischen Entflechtung eine getrennte Kontoführung erforderlich ist. Auch weitere Sparten können in die Netzgesellschaft aufgenommen werden (siehe BNetzA 2006, S. 13). 51 Zu unterscheiden von dieser (gesellschafts-)rechtlichen Entflechtung ist eine eigentumsrechtliche Entflechtung. Letztere würde direkte oder indirekte Beteiligungen zwischen einer Netzgesellschaft und Unternehmen anderer energiewirtschaftlicher Bereiche verbieten. Allerdings ist nach der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung grundsätzlich ausgeschlossen, dass die Netzgesellschaft ihrerseits an einer anderen Gesellschaft beteiligt ist, die direkt oder indirekt in den Bereichen der Gewinnung, Erzeugung oder des Vertriebs von Energie (Strom/Gas) an Kunden zuständig ist (BNetzA 2008a, S. 11; Begründung S.11ff.). 34

37 fugnissen zu Tätigkeiten, die diskriminierungsrelevant sein können, 52 oder mit Leitungsaufgaben müssen einer betrieblichen Einheit des Netzbetreibers angehören und dürfen keine Funktion in Bereich der Erzeugung oder des Vertriebs innehaben (BNetzA 2006, S. 17). Das Leitungspersonal des Netzbetreibers darf auch nicht Leitungsgremien des vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens angehören (BNetzA 2006, S. 18). 53 Die berufliche Unabhängigkeit des Leitungspersonals nach EnWG 7a Abs.3 wird gewahrt, wenn seine Handlungsunabhängigkeit nicht rechtlich oder faktisch beschränkt wird. Ihm dürfen insbesondere keine Anreize gesetzt werden, die nicht am Erfolg der Netzgesellschaft gekoppelt sind, und ihm dürfen auch keine Nachteile entstehen, wenn es ausschließlich den Interessen der Netzgesellschaft nachkommt (BNetzA 2006, S. 19, zu Näherem vgl. ebenda). Die Unabhängigkeit bei der Entscheidungsbefugnis des Netzbetreibers nach EnWG 7a Abs. 4 beinhaltet, dass der Netzbetreiber rechtlich alle Entscheidungen ausschließlich treffen kann und ihm auch für die praktische Umsetzung hinreichende wirtschaftliche Mittel zur Verfügung gestellt werden. Z.B. muss dem Netzbetreiber hinreichend Personal mit der erforderlichen Ausbildung zur Verfügung stehen, um Letztentscheidungen u.a. in den Bereichen Netzstrategie, Netznutzung und Gleichbehandlung treffen zu können (BNetzA 2008a, S. 10). Der vertikal integrierte Energieversorger kann sein ökonomisches Interesse wahren, in dem er Z.B. Weisungen erteilt, Verschuldungsobergrenzen festsetzt oder jährliche Finanzpläne genehmigt. Diese Maßnahmen dürfen aber nicht in Entscheidungen des Netzbetreibers zum laufenden Netzbetrieb oder zu einzelnen baulichen Maßnahmen an Energieanlagen eingreifen (EnWG 7a Abs. 4). Dem Netzbetreiber muss immer ein wirklicher, unabhängiger Entscheidungsspielraum im Einzelfall vorbehalten bleiben (BNetzA 2006, S. 20). Ein Kommunikationsverhalten und eine Markenpolitik, die eine Verwechslung von Vertriebsaktivitäten und VNB vermeidet, ist erstmals in der EnWG-Novelle gefordert (EnWG 7a Abs. 6). Die Regelung wirft eine Reihe von Fragen auf, die insbesondere in der Interpretation in BNetzA 2012 behandelt werden. Hier soll nur auf wenige zentrale Punkte verwiesen werden: Vertriebsaktivitäten beinhaltet nicht nur den Vertrieb von Energie sondern auch sämtliche Hilfstätigkeiten beim Vertrieb von Energie (z.b. Marketing, Energiedatenmanagement) sowie gegebenenfalls weiterer möglicher Produkte des vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens (z.b. wettbewerbli- 52 Zu diskrimierungsanfälligen Netzbetreiberaufgaben s. die exemplarische Liste in BNetzA 2008, S.9. Derartige Aufgaben dürfen auch nicht einem verbundenen Energieversorgungsunternehmen übertragen werden. 53 Vgl. auch BNetzA 2008a, Abschnitt 2.2 und

38 ches Angebot eines Messstellenbetriebs). Maßstab ist dabei der Kontakt zum Kunden BNetzA 2012, S.8f. Kommunikationsverhalten wird sehr weit definiert als jede Handlung bei der der Netzbetreiber mit Dritten in Kontakt tritt. Darüber hinaus ist auch das unternehmensinterne Kommunikationsverhalten betroffen (BNetzA 2012, S.5). Damit sind vielfältige Bereiche betroffen. Zu nennen sind z.b. Shared Services, in die die Trennung von Vertriebsaktivitäten und VNB einzuführen ist. Ein Call Center mit der gleichen Nummer für beide Aktivitäten ist z.b. nach BNetzA 2012, S.7, nicht mehr zulässig. Das Gleichbehandlungsprogramm nach EnWG 7a Abs. 5 beinhaltet verpflichtende Maßnahmen zur Gewährleistung eines diskriminierungsfrei ausgeübten Netzgeschäfts und adressiert vornehmlich die Mitarbeiter im Netzgeschäft. 54 Das Programm bezieht sich dabei auf alle vier gesetzlich vorgeschriebenen Entflechtungsarten. BNetzA 2006, S. 21, legt nahe, die Inhalte des Gleichbehandlungsprogramms als Dienstanweisungen für die Mitarbeiter zu gestalten. Pflichten der Mitarbeiter und Sanktionen bei Verstößen sind darin festzulegen. Zur Überwachung des Gleichbehandlungsprogramms und seiner Umsetzung ist ein Gleichbehandlungsbeauftragter zu ernennen, der u.a. verpflichtet ist, einen jährlichen Bericht zu erstellen, der Regulierungsbehörde zu übermitteln und zu veröffentlichen. Dem Gleichbehandlungsbeauftragten ist Zugang zu allen relevanten Informationen zu gewähren und seine Unabhängigkeit bei seiner Aufgabenwahrnehmung ist zu sichern (EnWG 7a Abs. 5 Satz 4 und 5). Die dargestellten Entflechtungsbestimmungen sollen einem diskriminierungsfreien Netzbetrieb dienen. Monopolkommission 2011 (S. 147f) berichtet von an die Bundesnetzagentur gerichtete Beschwerden über Verstöße gegen die Entflechtungsvorschriften: Dies betrifft auch Unternehmen, die zur rechtlichen und operationellen Entflechtung verpflichtet sind. Generell werden insbesondere Verstöße gegen die informatorische Entflechtung beanstandet. Genannt werden Z.B. verbundenen Vertrieben früher vorliegende Informationen über das zukünftige Netzentgelt 55 und Einführung technischer Neuerungen (z.b. Smart Meter) durch den VNB unter Abstimmung und Vorteilnahme des eigenen Vertriebs (ebenda, S. 148). Auch der Ausbau der Netze zum Anschluss von EEG-Anlagenbetreibern, die mit der Vertriebssparte der Netzbetreiber in Konkurrenz stünden [ ] seien typische Beispiele für die Vorteilnahme der integrierten Versorger, die durch fehlendes oder unvollständiges Unbundling insbesondere kleiner Energieversorger verstärkt werde (ebenda, S.148). Insofern konsta- 54 Es wird also nicht vornehmlich für die Regulierungsbehörden erstellt (siehe BNetzA 2006, S. 20). 55 S. auch BNetzA 2011a, S.226. Durch die neuen Vorschriften zur Veröffentlichung zukünftiger Netzentgelte (s.o.) wird diese Möglichkeit entschärft. Sie könnte jedoch wieder an Bedeutung gewinnen, sofern zukünftig geplant wird, variable Netzentgelte einzuführen. 36

39 tiert die Monopolkommission 2011, S.148, dass die Entflechtungsvorschriften in ihrer jetzigen Ausprägung eine Benachteiligung von Wettbewerbern nur bedingt verhindern können. Gleichwohl schlägt sie vor, die de-minimis-regel für eine operationelle Entflechtung aufzuheben und diejenige für eine rechtliche Entflechtung zu reduzieren sowie die Umsetzung der Entflechtung schärfer zu kontrollieren 56, um dadurch Diskriminierungsmöglichkeiten zu reduzieren und den Wettbewerb in Vertrieb und Erzeugung zu fördern. Generell stehen dieser Förderung des Wettbewerbs durch Entflechtung Kosten durch entgangene Vorteile einer gemeinsamen Erzeugung im weiteren ökonomischen Sinn (economies of scope) gegenüber. 57 In Bezug auf die Entflechtung vertikal integrierter VNB ergaben z.b. Befragungen die Einschätzung, dass es nun niemand mehr gäbe, der in Bezug auf Handel und Netzbetrieb auf eine gesamtunternehmerische Optimierung achten würde. 58 Eine gesamtunternehmerische Optimierung wiederum kann selbstverständlich auch eine Diskriminierung potentieller Wettbewerber enthalten, was die volkswirtschaftlichen Kosten beeinflusst. Es muss also darum gehen, innerhalb der bestehenden Regelungen Strategien zu entwickeln, die ohne Diskriminierung nicht verbundener Vertriebe und Erzeuger durch den Netzbetreiber auskommen. Neben den bestehenden Regelungen sind dabei auch mögliche zukünftige Änderungen zu beachten, also insbesondere Verringerungen der de-minimis-regeln für operationelle und rechtliche Entflechtung. Für eine Strategieentwicklung und deren Implementierung können insbesondere die informatorische und die operationelle Entflechtung als bedeutende Rahmenbedingungen angesehen werden, da erstere bereits einen Informationsaustausch und die zweite die Durchsetzung einer Strategie des vertikal integrierten Elektrizitätsversorgungsunternehmens beim Netzbetreiber unterbindet. Die Stadtwerke Trier unterliegen mit ihren gut Entnahmestellen 59 also weni- 56 Monopolkommission 2011, S.17, S.148f., S Zu einer Einführung sowie statistischen Schätzungen letzteres allerdings für Übertragungsnetzbetreiber und eigentumsrechtlicher Entflechtung (siehe Meyer 2011). 58 Gleichzeitig wurden von der Zusammenfassung der Netze in eine Netzabteilung positive Synergieeffekte erwartet (Leprich et al. 2005, S.66). 59 Siehe swt.de. Ausschlaggebend ist laut Gesetzestext die Anzahl mittel- oder unmittelbar angeschlossener Kunden, allerdings ist die Zahl der physischen Anschlüsse im Sinne von Netzanschlusspunkten als maßgebliches Kriterium für die Ermittlung der Zahl der angeschlossenen Kunden nach den entsprechenden Vorschriften des EnWG anzusehen. (BNetzA 2006). Zudem bestätigt die Zuständigkeit der Landesregulierungsbehörde, dass die Stadtwerke Trier unter die de minimis-regelung für die Entflechtung fallen, da diese auch eine notwendige Bedingung für die Zuständigkeit der Landesregulierungsbehörde ist, wobei allerdings bei der Klärung der Zuständigkeit der Landesregulierungsbehörde die Verbundklausel für vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen nach EnWG 3 Nr.38 nicht gilt (BNetzA 2006, S.5). Aus der Konzernstruktur ist keine Beteiligung von oder an anderen VNB ersichtlich, die auf eine bestimmende Einflussnahme hindeutet. Auch zeigt die Konzernstruktur eindeutig, dass die Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH nicht der rechtlichen Entflechtung unterliegt. 37

40 ger als nur der informatorischen und buchhalterischen Entflechtung nach 6a und 6b EnWG. In dieser Hinsicht können die Stadtwerke Trier als typisch aufgefasst werden. Die für die Stadtwerke Trier unter anderem für die Überwachung der Entflechtung zuständige Regulierungsbehörde ist die Landesregulierungsbehörde Energie des Landes Rheinland-Pfalz. Bei Strategien, die Beteiligungen an anderen VNB oder vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen vorsehen bzw. deren Beteiligung an der SWT Versorgungs-GmbH ist selbstverständlich zu beachten, ob dadurch die Anzahl von Kunden nach der de-minimis Regel überschritten würde, und welche Konsequenzen die Umsetzung und Durchführung einer rechtlichen und operationellen Entflechtung haben könnte. Diese könnten allerdings zukünftig ohnehin die SWT betreffen, sofern der Gesetzgeber den oben genannten Vorschlägen tendenziell folgen würde und die Schwellen reduzieren bzw. aufheben würde. Vor dem Hintergrund der Entflechtung wird eine Strategieentwicklung, die neben der Erzeugung und dem Vertrieb den Netzbetreiber umfasst, problematisch. Denn sobald Ergebnisse, die eine Planung für z.b. die Erzeugung auf Basis von Netzdaten umfasst, umgesetzt wird, kann argumentiert werden, dass dies unter der informatorischen Entflechtung verboten ist, da dem Erzeuger implizit privilegiert Informationen aus dem VNB zugekommen sind und diese offensichtlich durch ihren Einsatz in der Erzeugungssparte von wirtschaftlicher Bedeutung waren. Ein sicheres Vorgehen wäre die unabhängige Strategieentwicklung für VNB und andere Bereiche der SWT auf Basis von Abschätzungen des zu erwarteten Zubaus durch anderweitige (potentielle) Anlagenbetreiber und gegebenenfalls der Aktivitäten anderer Vertriebe. Dadurch würde aber nicht berücksichtigt, dass DEA u.a. in Abhängigkeit von ihrem Standort und ihrer Fahrweise netzentlastend wirken können. 60 Gegenwärtig ist kein Instrument ersichtlich, das es dem Netzbetreiber erlaubt, den Standort einer DEA zu beeinflussen. Um die Fahrweise von DEA im Rahmen eines Netzlastmanagements zu beeinflussen und den DEA eine entsprechende Vermarktung von Flexibilitäten zu ermöglichen, sind gegenwärtig noch keine Regelungen getroffen. 61 Dies verweist generell auf die Frage, dass die Regulierung eines zukünftigen Smart Grids noch weitgehend offen ist, z.b. die Frage der Bereitstellung einer Infrastruktur und deren Regulierung, also wer stellt sie unter welchen Bedingungen bereit. 62 Über diese Infrastruktur könnten dann verschiedenste Energiedienstleistungen angeboten und 60 Siehe IZES et al. 2008a, S Die Last von Letztverbraucher kann der VNB nach EnWG 14a nun prinzipiell beeinflussen, in dem er vereinfacht dem Letztverbraucher und dessen Lieferanten ein verringertes Netzentgelt berechnen kann, sofern diese ihm im Gegenzug die Steuerung von vollständig unterbrechbaren Verbrauchseinrichtungen zum Zweck der Netzentlastung gestattet. 62 Siehe IZES et al. 2012a, Kapitel 4. 38

41 Energie und Leistungen gehandelt werden. 63 Insofern sind möglicherweise wichtige Rahmenbedingungen für Strategieentwicklungen noch offen. Gegenwärtig scheint letztlich auch vor dem Hintergrund der Entflechtung für den VNB nur eine eigene Strategieentwicklung möglich, die sich an den durch die verschiedenen Regelwerke vornehmlich der Anreizregulierung gegebenen Anreize orientiert und keine Abstimmung mit der Erzeugungs- oder Vertriebsabteilung erfordert. 1.4 Kommunalwirtschaftliche Betätigung im Rahmen der Energieversorgung Die Handlungsmöglichkeiten von Kommunen bzgl. wirtschaftlicher Tätigkeiten basieren auf verfassungsrechtlicher Grundlage, die in Art 28 Abs. 2 S. 1 GG die kommunale Selbstverwaltung garantieren. Erfolgen die wirtschaftlichen Tätigkeiten im Bereich des Klima- und Ressourcenschutz ist zudem Art. 20 a GG hinzuziehen, der als ein Staatsziel den Umweltschutz vorgibt. Zur Wahrnehmung der kommunalen Aufgaben dienen die Landesgesetze nach Art. 72 ff GG als Ermächtigungsgrundlagen. Einschlägige Gesetzesnormen sind die landesrechtlichen Kommunalverfassungen, in denen insbesondere kommunalwirtschaftliche Betätigungen definiert sowie Vorgaben zu privatwirtschaftlichen Beteiligungen in diesem Sinne aufgeführt sind. In Art. 28 Abs. 2 S.1 GG wird der Gemeinde das Recht verliehen, alle Angelegenheiten der örtlichen Gemeinschaft im Rahmen der Gesetze in eigener Verantwortung zu regeln. 64 Die Gemeinde als institutionelles Rechtssubjekt im Sinne einer öffentlichrechtlichen Gebietskörperschaft übt so die in Art 28 Abs. 2 S.1 GG zugesprochene Selbstverwaltung aus. Dieses Recht auf Selbstverwaltung beinhaltet grundsätzlich ihre Zuständigkeit für alle in Ihrem Gebiet anfallen Aufgaben. Einschränkungen der gemeindlichen Allzuständigkeit sowie Eigenverantwortung (Gemeindehoheit) werden verfassungsrechtlich sowie im Rahmen der landesrechtlichen Gemeindeordnungen (Kommunalverfassungen) vorgenommen. 65 In beiden Ermächtigungsnormen sind 63 Zudem müssten weitere Regelungen überarbeitet werden. Z.B. ist für die Anreize eines Lieferanten, flexible Last über variable Tarife für eine Optimierung der Lieferung zu nutzen, auch das Bilanzkreiswesen von Bedeutung. Da wird u.a. das Lastprofil bestimmt, das Lieferanten abzufahren haben, und die Frage, wie Ausgleichsenergiekosten verteilt werden, entschieden. Wenn zudem bedacht wird, dass der VNB zukünftig evtl. mit variablen Netzentgelten arbeiten könnte, wird die Ausgestaltung des Bilanzkreiswesens noch wichtiger und es stellt sich zusätzlich die Frage nach der Abstimmung zwischen variablen Tarifen von Lieferanten und dem variablen Netzentgelt des VNB bei der Bestimmung des Endtarifs für den Letztverbraucher (ausführlich IZES et al. 2012a, Kapitel 3). 64 Das Kommunalrecht in Form des Gemeindewirtschaftsrechts ist demnach Landesrecht nach Art. 70 I GG. 65 Longo 2009, S.98f 39

42 folgende Restriktionen zu berücksichtigen: Die verfassungskonforme und landesgesetzlich normierte Zulässigkeit von wirtschaftlichen Betätigungen der Gemeinden bedingt, dass deren wirtschaftliche Betätigung einem öffentlicher Zweck dient und sie nach Art und Umfang in einem angemessenem Verhältnis zur Leistungsfähigkeit der Kommune steht. Zur sachlichen Reichweite der kommunalen Kompetenz (öffentlicher Zweck) fallen im klassischen Sinne die Aufgaben der örtlichen Daseinsvorsorge. Zur Definition der Daseinsvorsorge wird die Gesamtheit der Leistungen des Staates und privater Träger zur Befriedigung von Bedürfnissen sowohl zur existenziellen Grundsicherung als auch zur Gewährung eines normalen Lebensstandards der Bürger nach Rüffner angenommen. 66 Hierunter gehören versorgungswirtschaftliche Tätigkeiten, insbesondere auch die örtliche 67 Energieversorgung. Die dritte Schranke, das Subsidiaritätsprinzip, wurde durch die Reformen im Gemeindewirtschaftsrecht neu ausgelegt. Grundsätzlich durfte vor Inkrafttreten diesbezüglicher Novellierungen des Gemeindewirtschaftsrechts 68 eine Gemeinde wirtschaftliche Unternehmen unter anderem nur dann errichten, übernehmen oder wesentlich erweitern, wenn der öffentliche Zweck nicht ebenso gut und wirtschaftlich durch einen privaten Dritten erfüllt wird oder erfüllt werden kann. Diese Einschränkung im Bereich der wirtschaftlichen Aktion von Kommunen wurde unter anderem in der novellierten Gemeindeordnung Rheinland-Pfalz 69 für die Energieversorgung ausgeschlossen, so dass hier das Subsidiaritätsprinzip nicht gilt. Andere landesrechtliche Kommunalverfassungen haben diese Anpassungen auch aufgenommen 70 In Bezug auf Art. 28 Abs. 2 S. 1 GG wird die Zuständigkeit der Kommune auf Angelegenheiten der örtlichen Gemeinschaft beschränkt (Örtlichkeitsprinzip) 71. Dieses Erfordernis verbietet im Sinne der engen Begriffsauslegung jegliche überörtliche energiewirtschaftliche Tätigkeit von Kommunen und schwächt somit deren Teilnahme am energiewirtschaftlichen Wettbewerb. Diese verfassungsrechtliche Schranke 66 Longo 2009, S Zur überörtlichen Energieversorgung unter Örtlichkeitsprinzip. 68 Landesrechtliche Reformen des Kommunalrechts/ Gemeindewirtschaftsrechts hinsichtlich wettbewerbsrelevanter Marktteilnahme kommunaler Unternehmen in der Energiewirtschaft. Nicht alle Bundesländer! 69 Gemeindeordnung (GemO) Rheinland-Pfalz in der Fassung vom 31. Januar 1994 Stand: letzte berücksichtigte Änderung: mehrfach geändert durch 142 Abs. 3 des Gesetzes vom (GVBl. S. 319). 70 Verordnung zur Änderung von Rechtsverordnungen auf dem Gebiet des Gemeindewirtschaftsrechts NRW vom 5. August Aufgrund des 133 Absatz 1 der Gemeindeordnung für das Land Nordrhein-Westfalen (GO NRW) in der Fassung der Bekanntmachung vom 14. Juli 1994 (GV. NRW. S. 666), zuletzt geändert durch Artikel I des Gesetzes vom30. Juni 2009 (GV. NRW. S. 380). 71 unbestimmter Rechtsbegriff örtlichen Gemeinschaft (Örtlichkeitsprinzip): Angelegenheiten der örtlichen Gemeinschaft sind die ( ) Bedürfnisse und Interessen, die in der örtlichen Gemeinschaft wurzeln oder auf sie einen spezifischen Bezug haben, die also den Gemeindeeinwohnern gemeinsam sind, indem sie das Zusammenleben und wohnen der Menschen in der Gemeinschaft betreffen, siehe BVerfGE 79, 126 ff, 151 Rastede. 40

43 wurde im Zuge der Reformen des Gemeindewirtschaftsrechts jedoch neu ausgelegt. Kommunale Energieversorgungsunternehmen sind wie rein privatrechtliche Energieversorgungsunternehmen als gleichberechtigte Akteure auf den Energiemärkten nach EG Binnenmarktpakete sowie im EG-Vertrag anerkannt, unterliegen jedoch tatsächlichen Wettbewerbseinschränkungen im direkten Vergleich. 72 Um eine europarechtskonforme Marktteilnahme der kommunalen energiewirtschaftlich tätigen Unternehmen zu ermöglichen, ist im Zuge der Novellierungen der landesrechtlichen Kommunalverfassungen das Örtlichkeitsprinzip neu ausgelegt worden. Ein Tätigwerden außerhalb der angestammten Versorgungsgebiete der Kommune wird in den novellierten Landesgesetzen insofern eröffnet, wenn die berechtigten Interessen aller hiervon unmittelbar betroffenen Gemeinden gewahrt bleiben 73 (Rechtsschutzinstrument für andere Gemeinden bzgl. derer wirtschaftlichen Betätigungen- Selbstverwaltung). Der Prüfumfang bezieht sich jedoch lediglich auf die schützenswerten Interessen der Gemeinden gemäß Energiewirtschaftsrecht, das jedoch gerade keine Abwehrrechte für Gemeinden gegen nicht erwünschte Wettbewerber einräumt. 74 Diese Aufweichung des Territorialprinzips wird jedoch aus verfassungsrechtlicher Sicht aktuell weiter diskutiert. 75 Im Zuge der Neuregelungen und Anpassungen des Energiewirtschaftsrechts (2010) an das Europarecht sprach sich die Bundesregierung jedoch dazu aus, ( ) sich für eine Lockerung der Beschränkungen für kommunale Unternehmen in der Strom- und Gasversorgung nach Gemeindewirtschaftsrecht einzutreten ( ). 76 Legitimen Ausdruck findet dies in den landesrechtlichen Novellierungen zum Wirtschaftsrecht der Gemeinden. Der Begriff Örtlichkeit wird in mehreren Landeskommunalverfassungen nicht mehr auf eine nur räumliche Hinsicht ausgelegt, so dass die gemeindlichen Aktivitäten rein auf den geographischen Rahmen der administrativen Einheit begrenzt sind. 77 Die landesrechtlichen Kommunalverfassungen tendieren weitläufig zur Auslegung, dass ( ) eine territoriale Beschränkung der Kommunen bei der Energieversorgung vor dem Hintergrund der Liberalisierung, der Energiekosten und des zunehmenden Wettbewerbs nicht mehr zeitgemäß sind ( ) Nordrhein-Westfalen Siehe beispielsweise 85 Abs. 2 GemO RLP oder 107 Abs. 3 S. 2 GO NRW 74 appixportale.de Depenbrock 2013, S Theobald und Theobald 2001, S VKU RLP

44 1.4.1 Landesrechtliche Reform zum überörtlichen kommunalen Tätigwerden in der Energiewirtschaft am Beispiel Rheinland-Pfalz Ein Vorstoß zur Beseitigung von Wettbewerbsnachteilen trat durch die Novellierung zum gemeindewirtschaftlichen Ordnungsrahmen in Rheinland-Pfalz vom (Gemeindeordnung Rheinland-Pfalz) ein. Die Zulässigkeit des kommunalwirtschaftlichen Tätigwerdens wurde hinsichtlich der Subsidiaritätsklausel und des Örtlichkeitsprinzips zur Beseitigung von Wettbewerbsnachteilen geändert. Bis zur Novellierung waren wirtschaftliche Betätigungen von Kommunen bereits dann unzulässig, sofern die Gemeinde die Aufgaben nicht besser und wirtschaftlicher als ein privater Dritter erledigen konnte. Dieses Prinzip gilt seit der Novellierung nur noch für ein Tätigwerden außerhalb der Energieversorgung, Wasserversorgung und öffentlichen Personennahverkehrs nach 85 Abs. 1 S. 3 GemO RLP. Entsprechende umfassende Deutung ist trotz fehlender Formulierung im Gesetzestext für die Zulässigkeit von Nebentätigkeiten, die bei der Erbringung von Leistungen zur Energieversorgung anfallen, zu verstehen. Nebentätigkeiten die dem Hauptzweck dienen, könnten so mit entsprechender Rechtsauslegung begründet werden, so dass sich mittelfristig neue Tätigkeitsfelder neben der klassischen Energieversorgung auftun können. 79 Einer Ausweitung des Örtlichkeitsprinzips entspricht der novellierte Passus in 85 II GemO RLP, der die Wahrung aller berechtigten Interessen aller hiervon betroffenen Gemeinden gewährleistet. Die berechtigten Interessen werden grundsätzlich gewahrt, sofern die Aufgaben durch die betroffene Gemeinde nicht bereits wahrgenommen werden bzw. eine Erlaubnis oder Kooperation vorliegt. 80 Durch die Reform des Gemeindewirtschaftsrechts in Rheinland Pfalz sind demnach überörtliche energiewirtschaftliche Tätigkeiten kommunaler Unternehmen rechtskonform möglich Energiewirtschaftliche Unternehmensformen und weiterhin bestehende Wettbewerbsnachteile für Gemeinden Die Gemeinde besitzt die Entscheidungsbefugnis energiewirtschaftliche Tätigkeiten selbst oder durch die Beauftragung von Dritten unter Wahrung des maßgeblichen kommunalen Einflusses vorzunehmen 81. Kommunale Unternehmen zur Energieversorgung werden in der Regel als rechtsfähige Anstalten des öffentlichen Rechts, Eigenbetriebe, etc. geführt und stellen die Mehrheit an Gesellschaftern. Sie stehen im 79 Vergleiche auch ausführliche Aufnahme zu Nebentätigkeiten in 108 III Kommunalselbstverwaltungsgesetz Saarland- KSVG -Vom 15. Januar 1964* in der Fassung der Bekanntmachung vom 27. Juni 1997 (Amtsbl. S. 682),zuletzt geändert durch das Gesetz vom 11. Februar 2009 (Amtsbl. S. 1215). 80 Weissmüller und Jagodzinski 2009, S. 76 ff 81 (Ober-) Bürgermeister/ -Innen als Aufsichtsratsvorsitzende; politische Beschlüsse als Einflussinstrument. 42

45 Eigentum der Gemeinde und sind finanziell entkoppelt von den Kommunen, d. h. von öffentlichen Mitteln. 82 Ermächtigungsgrundlage sowie spezialgesetzliche Anforderungen werden im Gemeindewirtschaftsrecht vorgegeben. Diese Unternehmen unterliegen den öffentlich rechtlichen Vorschriften zum Vergaberecht ab einen gewissen Schwellenwert (Ausschreibungserfordernis nach 97 ff. GWB) sowie sonstigen öffentlich-rechtlichen Vorschriften (Subsidiaritätsklausel, öffentlicher Zweck, eventuell noch geltendes Örtlichkeitsprinzip nach landesspezifischer GemO und Art. 28 I S.2 GG), in denen der direkte Wettbewerb mit privatrechtlichen Energieversorgungsunternehmen weiterhin beschränkt sein kann. Nach einer Studie des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft 83 und Ernst Young vertreten nur 67 % der gesamtdeutschen Stadtwerke im Jahr 2012 die Auffassung, dass ihre zukünftigen Marktchancen als gut/ sehr gut einzuschätzen seien. Grundsätzlich beeinflussen neben marktorientierten Faktoren wie gestiegene Bezugs- und Beschaffungskosten für Strom, der gesteigerte Wettbewerbsdruck und die unterschiedlichen gesetzlichen Rahmenbedingungen die unternehmerischen Entwicklungen der Gemeinden. 84 Die noch bestehenden landesrechtlich unterschiedlichen Rahmenbedingungen im Gemeindewirtschaftsrecht ermöglichen zudem Wettbewerbsverzerrungen unter den kommunalen Unternehmen der einzelnen Bundesländer. Für eine Harmonisierung der Landesvorgaben zum Gemeindewirtschaftsrecht unter Berücksichtigung europäischer und anderer bundesdeutscher Vorgaben spricht sich diesbezüglich auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) aus appixportale.de Vgl. BDEW Wirtschaftsprüfungsgesellschaft VKU

46 2 Identifizierung von Vermarktungsoptionen (Recherche und Analyseschwerpunkt bis August 2013) Im vorstehenden Kapitel wurden die im Rahmen dieses Vorhabens relevanten Erzeugerverbünde eingegrenzt sowie deren grundsätzliche Vermarktungsmöglichkeiten analysiert. Der Betrachtungsschwerpunkt lag dabei auf den technischen und regulatorischen Voraussetzungen der verschiedenen Optionen. In diesem Kapitel soll darüber hinaus gehend ein grundlegendes Verständnis zu den Funktionsweisen und aktuellen Entwicklungen im Sinne von Preis- und Volumenentwicklung der aufgezeigten Märkte vermittelt werden. Hieraus ergeben sich Anhaltspunkte, die eine ökonomische Relevanzabschätzung der einzelnen Märkte erlauben. In Bezug auf förderfähige EE-Technologien werden dabei sämtliche Formen der Direktvermarktung (Marktprämie, Grünstromprivileg, Flexibilitätsprämie) im direkten Vergleich zur fixen Einspeisevergütung betrachtet. Neben den naheliegenden Teilnahmemöglichkeiten an den börslichen und außerbörslichen Spot- und Terminmärkten erfolgt eine Prüfung, inwiefern Nischen -Märkte wie die Bereitstellungen von Regelenergie, Verlust- oder Differenzenergiemengen oder auch sonstige Systemdienstleistungen signifikante Einsatzbereiche für dezentrale Erzeugerverbünde darstellen können. Eine alleinige Betrachtung der Erzeugungsseite blendet jedoch den bedeutsamen Endkundenmarkt aus. Daher wechselt die Perspektive auf die Sicht eines Lieferanten, der das Ziel verfolgt, ein konkurrenzfähiges und evtl. ökologisches Stromprodukt anzubieten. Dies geschieht derzeit gewöhnlich über eine Eindeckung an den Großhandelsmärkten, im Besonderen durch eine preisliche Absicherung an den Terminmärkten oder unter direkter Einbindung Erneuerbarer Energien, z.b. im Rahmen des Grünstromprivilegs bzw. der Direktvermarktung. Bevor im weiteren Studienverlauf neuartige Modelle zur Einbindung dezentraler Erzeugerverbünde gestaltet und quantifiziert werden, soll in diesem Kapitel eine Referenz für anschließende Vergleichsrechnungen geschaffen werden. Zu diesem Zweck erfolgt zudem eine Analyse und Zerlegung der Endkundenstrompreise im Haushaltsbereich. Wie auch große überregionale Energieversorgungsunternehmen unterliegen Stadtwerke den strikten Vorgaben der buchhalterischen, informationellen, organisatorischen und gesellschaftsrechtlichen Entflechtung des EnWG. Aufgrund der bestehenden eigentumsrechtlichen Verflechtungen der Marktrollen innerhalb eines Stadtwerks ergibt sich jedoch die Anforderung einer optimalen Gesamtstrategie. Demnach ist zu prüfen, welche Subgesellschaft(en) im Sinne von Erzeugung, Handel/Vertrieb oder Netzbetrieb die Einbindung dezentraler Erzeugerverbünde bewältigen sowie hieraus den größten Nutzen ziehen können. 44

47 2.1 Spotmärkte Day-Ahead Als wesentliches Instrument der kurzfristigen physischen Erfüllung von Stromein- und Verkaufsgesuchen wird seit der Einführung im Jahr 2000 der EPEX-Day-Ahead- Markt genutzt. Neben dem börslichen Vortageshandel besteht auch die Möglichkeit, entsprechende Geschäfte außerbörslich (OTC) einzugehen. Es können sowohl Einzelstunden als auch standardisierte (neben Peak und Base sind 13 weitere Zeiträume verfügbar) sowie benutzerdefinierte Blöcke mit einem maximalen Volumen von 400 MWh gehandelt werden. Als Handelsprozedere wurde eine tägliche Auktion (stets 12 Uhr) gewählt, bei der eine Gegenüberstellung aggregierter Kauf- und Verkaufsangebote mit dem Ergebnis eines stündlichen Market- Clearing-Preises erfolgt. Ein Auftrag darf bis zu 256 Preis-Mengen-Kombinationen für jede Stunde des Folgetages beinhalten. Innerhalb der vorgegebenen Preisspanne von bis können Preisänderungen mit einer minimalen Schrittweite von 10 ct/ MWh durchgeführt werden. 87 Auktion Handelsform zur Preisfeststellung und zur Zusammenführung von Kauf- und Verkaufsaufträgen zu Geschäften. Bei Auktionen werden alle Aufträge im Auftragsbuch zu einem festgelegten Zeitpunkt zu Geschäften zusammengeführt. Die Preisermittlung zielt auf die Optimierung der sozialen Wohlfahrt ab, d. h. des Käufermehrertrages, des Verkäufermehrertrages sowie der Engpassrente (sofern zutreffend). 88 Kontrakte und Gebotsverfahren Einzelstundengebot Ein Einzelstundengebot oder Einzellieferkontrakt ist durch eine definierte Liefer/ Angebotsmenge für eine spezifische Stunde charakterisiert. Geboten wird immer eine Menge an Volumen-/ Preispaaren, die eine monotone Funktion ergeben müssen. 86 Zum 1. April 2014 wurde die untere Gebotsgrenze auf 500 angehoben. Vgl. epexspot.com 87 Vgl. epexspot.com 88 Vgl. epexspot.com 45

48 Für einen Verkauf muss das Volumen ein negatives, für Käufe ein positives Vorzeichen haben. Die Punkte zwischen den angegebenen Paaren werden seitens der Börse linear interpoliert. Ein unlimitiertes Gebot ist dadurch charakterisiert, dass es aus genau zwei Paaren besteht: Eine identischen Menge zum minimalen sowie zum maximalen Preis. Die folgenden Beispiele beziehen sich auf Gebote an der EPEX, Marktgebiet DE/ AT und zeigen ein unlimitiertes Gebot bzw. einen unlimitierter Kauf ( zu jedem Preis ) von 10 MWh: Tabelle 2-1: Gebotsformular für ein unlimitiertes Gebot 89 Preis Volumen Abbildung 2-1: Gebotskurve - Unlimitierter Kauf 90 Ein limitiertes Gebot zeichnet sich dagegen durch mehrere Gebotspaare aus, die zwingend eine lineare Funktion ergeben müssen. Tabelle 2-2: Gebotsformular für ein limitiertes Gebot 91 Preis Volumen Eigene Darstellung 90 Eigene Darstellung 91 Eigene Darstellung 46

49 Abbildung 2-2: Gebotskurve - Limitierter Kauf 92 Interpretation: Liegt der Preis unter 20 /MWh, so möchte der Bieter 40 MWh abnehmen. Bis zu einem Preis von 25 /MWh will man sukzessive weniger abnehmen um bei genau 25 nichts mehr zu handeln. Steigt nun der Preis über 25 /MWh, so ist der Bieter bereit, Strom bis maximal 40 MWh zu liefern, sobald der Preis größer oder gleich 35 /MWh ist. Ausführung des Kontraktes: Damit der Kontrakt ausgeführt wird, muss der Marktpreis innerhalb der Gebotsspanne liegen, anders formuliert muss es einen Schnittpunkt zwischen Marktpreis und Angebotskurve geben. Der Schnittpunkt definiert des Weiteren die Menge, die im Rahmen eines limitierten Gebots letztendlich vom Bieter abzunehmen bzw. zu liefern ist. 92 Eigene Darstellung 47

50 50 40 Preis in /MWh Bieter 2 Bieter 1 (unlimitiert) Bieter Volumen in MWh Abbildung 2-3: Ausführung des Kontrakts 93 Tabelle 2-3: Ausführung eines Kontraktes 94 Börsenpreis Bieter 1 Bieter 2 Bieter 3 40 /MWh nimmt 10 MW ab liefert 40 MW kein Handel 25 /MWh nimmt 10 MW ab kein Handel kein Handel 5 /MWh nimmt 10 MW ab nimmt 40 MW ab nimmt 25 MW ab Blockgebot Das Blockgebot ist ein Gebot für (unterschiedliche) Volumina zu einem Preis für eine zusammenhängende Anzahl von Stunden. Sie bestehen aus einem Preis und einzelnen Volumina für die jeweiligen (Block-)Stunden. Sie werden grundsätzlich nach dem alles oder nichts -Kriterium bewertet, also entweder vollständig ausgeführt oder zurückgewiesen. Neben diversen vorformulierten Blöcken gibt es hinsichtlich der Anforderungen an individuelle Blockgebote Unterschiede zwischen einem Blockgebot an der Nordpoolspot und der EPEX. So muss an der NPS ein Blockgebot aus mindestens 3 aufeinander folgenden Stunden bestehen, an der EPEX werden lediglich mindestens zwei beliebige Stunden vorausgesetzt. 93 Eigene Darstellung 94 Eigene Darstellung 48

51 Tabelle 2-4: Beispiel für ein Blockgebot 95 Volumen je Stunde Preis H07 H08 H09 H Das Blockgebot wird nur dann ausgeführt, wenn der volumengewichtete Durchschnittspreis kleiner gleich dem Gebotspreis ist. Liegt er darüber, so verfällt das Blockgebot. Marktentwicklung Zur Analyse langfristiger, saisonaler oder kurzfristiger Preiseffekte wurden die stündlichen Day-Ahead-Preise für den Zeitraum als Box-Plot betrachtet. Darin wird sichtbar, dass seit 2008 eine Abnahme der Preisstreuung stattfindet. Insbesondere die in den letzten Jahren forcierte Marktkopplung europäischer Handelsplätze sowie die wachsende Einspeisung aus Erneuerbaren Energien können einen wesentlichen Einfluss auf diese Entwicklung haben. Einen deutlichen Einfluss des regenerativen Stroms, insbesondere der Photovoltaik, lässt sich bei der Abnahme der mittäglichen Preisspitze erkennen. Niedrige und negative Preise treten, auch durch die Windeinspeisung beeinflusst, insbesondere im Winter in den Stunden 3-5 auf (siehe Abbildung 2-4). Preisspitzen lassen sich hingegen häufig in den Abend- und Mittagsstunden während der Wintermonate nachweisen. In der folgenden Abbildung ist beispielhaft der Box-Plot für Werktage im Winterzeitraum des Jahres 2012 dargestellt. Die Box steht für 75 % der Werte, die Linien gehen bis zu den Extremwerten (Maximum, Minimum), das Kreuz ist der arithmetische Mittelwert und der schwarze Balken ist der Median der Stundenwerte. 95 Eigene Darstellung 49

52 Abbildung 2-4: Werktage im Winter Die Preisentwicklung auf den Stromgroßhandelsmärkten wird stark durch die Preisentwicklung der Brennstoffe Kohle und Gas sowie durch die CO2-Preise beeinflusst. 97 Abbildung 2-5 verdeutlicht den engen Zusammenhang zwischen Steinkohleund Erdgaspreisentwicklung und der Entwicklung des Großhandelspreises. 96 Eigene Darstellung, Daten: EEX. Preise bis Ende des dritten Quartals Vgl. Ulreich 2010, S

53 300% Energiepreis-Index (2001 = 100%) 250% 200% 150% 100% 50% Phelix Steinkohle Erdgas 0% Abbildung 2-5: Preisindizes Stromgroßhandel und Brennstoffe 98 Aktuelle Prognosen 99 sehen bei den preissetzenden Brennstoffen Erdgas und Kohle keine extremen Preissteigerungen in den kommenden beiden Dekaden. Ungleich schwieriger fällt eine verlässliche Prognose der CO2-Zertifkatspreise. Ein deutliches Überangebot an Zertifikaten in der ersten Handelsperiode ließ den Preis zweitweise massiv fallen. Auch zu Beginn der zweiten Handelsperiode im Frühjahr 2013 war die Eindeckung mit Zertifikaten in Deutschland noch so auskömmlich, dass die ersten Auktionsrunden nicht erfolgreich durchgeführt werden konnte. Inwiefern unter Berücksichtigung der Überdeckung eine korrigierende Verknappung von Zertifikaten stattfindet, sollte stark vom politischen Willen in der Europäischen Union abhängig sein. 98 Eigene Darstellung, Daten: Destatis, EEX, Statistiken der Kohlewirtschaft, BMU 2012a 99 Vgl. Übertragungsnetzbetreiber 2012, S

54 Tabelle 2-5: Brennstoffpreisentwicklung 100 Alle Szenarien Einheit Internationale Preise Ölpreis real USD2009/bbl CO2 EUR2009/t Grenzübergangspreise Deutschland Rohöl EUR2009/t Erdgas Cent2009/kWh 2 2,3 2,3 2,3 2,6 2,7 Kraftwerkssteinkohle EUR2009/t SKE Eine zunehmende Einflussgröße auf den börslichen Spotmarkthandel stellen die fluktuierenden Erneuerbaren Energien dar. Durch ihre sehr geringen Grenzkosten sowie die dargebotsabhängige Einspeisung bewirken sie regelmäßig eine Verdrängung von konventioneller Erzeugung am Day-Ahead-Markt. 101 Der Merit-Order-Effekt, die Linksverlagerung des stündlichen Börsenpreises, führt demnach aber auch dazu, dass die EE es sich selbst erschweren, ausreichende Deckungsbeiträge an der Börse zu erzielen. Am Beispiel der Windenergie wurde bereits modellgestützt der Nachweis erbracht 102, dass langfristig die Erlöspotenziale von fluktuierenden Erneuerbaren Energien am wettbewerblich organisierten Strommarkt keine Refinanzierung ermöglichen. Auch unter der Annahme weiter sinkender EE-Vollkosten, steigender CO2-Zertifikatepreise sowie eines dynamischen Merit-Order-Effekts (vornehmlich Investitionen in flexible Anlagentypen mit höheren Grenzkosten) bleibt diese Erkenntnis im Wesentlichen bestehen. Folgende Abbildung zeigt die Gegenüberstellung der prognostizierten Stromgestehungskosten aus Windenergie zu den möglichen Erlösen am Spotmarkt unter Berücksichtigung eines vorteilhaften sowie eines unvorteilhaften Windprofils. Zu keinem Zeitpunkt übertreffen die börslichen Erlöse die ebenfalls sinkenden Gestehungskoten der Windenergie. 100 Vgl. Übertragungsnetzbetreiber 2012, S Das Prozedere der Vermarktung von EEG-Strom durch die ÜNB, Anlagenbetreiber oder Dienstleister wird im folgenden Abschnitt zum Intraday-Markt näher erläutert 102 Vgl. Kopp, O., Eßer-Frey, A

55 Abbildung 2-6: Potentielle Spoterlöse im Vgl. zu den Windgestehungskosten 103 Der preissenkende Effekt der fee kann bereits gegenwärtig, Z.B. durch die in Folge der Photovoltaikeinspeisung verursachte Absenkung der mittäglichen Preisspitze, festgestellt werden und sollte hinsichtlich der ambitionierten Ausbauziele für Erneuerbare Energien auch weiterhin angenommen werden können. Die Differenzkosten aus gesicherter EE-Anlagenvergütung und erzielten Börsenpreisen trägt letztlich der nicht privilegierte Endkunde durch Zahlung der EEG-Umlage. Unter anderem ist es diesem Umstand geschuldet, dass die sinkenden Spotmarktpreise nicht in gleichem Ausmaß Z.B. den Haushaltskundenstrompreis verringern werden. Marktkopplung Da an der deutsch-österreichischen Grenze keine Engpässe existieren, findet der Day-Ahead-Handel auf einem gemeinsamen Markt statt. Dieser weitet sich sukzessive auf weitere europäische Nachbarländer aus. Nach Angabe von EPEX SPOT konvergieren in einer Mehrzahl der Stunden die Day- Ahead-Preise des deutschen und französischen Day-Ahead-Markts. Als wesentliche Einflussgröße wird dabei die Kopplung Deutschlands mit den zentralwesteuropäischen (CWE) Staaten gesehen. Auf dem Weg zu einer Integration des europäischen Elektrizitätsmarktes wurden im November 2010 zwei bedeutsame Initiativen gestartet. Die erste Initiative umfasste eine Preiskopplung in der CWE Region Belgien, Deutschland, Frankreich, Luxemburg und den Niederlanden, basierend auf einer koordinierten Kalkulation der Kapazitäten, die von den ÜNB ausgeführt wird sowie einer ebenso koordinierten Preiskalkulation, welche den Strombörsen obliegt. 103 Vgl. Kopp, O., Eßer-Frey, A

56 Zudem wurde bereits Ende 2009 an der deutsch-dänischen Grenze eine Volumenkopplung eingeführt. Bei einer Volumenkopplung berechnet ein Auktionshaus grenzüberschreitende Volumina und leitet diese an die Strombörsen weiter, welche sie als unelastische Kaufangebote betrachten und in ihre Systeme integrieren. Die kalkulierten Stromflüsse basieren auf anonymen Orderbüchern und den verfügbaren Übertragungskapazitäten, den Preis errechnet die jeweilige Strombörse. Das durch die EMCC (European Marktet Coupling Company) in 2010 bereits ausgeführte Volumenkopplungsmodell verband über die Interkonnektoren den deutschen mit dem nordischen Markt und in Verbindung mit der ersten Initiative ab November 2010 im Rahmen des Interim Tight Volume Coupling (ITVC) schließlich die gesamte CWE- Region. 104 Die einzelnen Prozesse stellt folgende Übersicht dar: Abbildung 2-7: Bei der Volumenkopplung ablaufende Prozesse 105 Zunächst werden alle Gebote eingesammelt und die Order-Bücher geschlossen. Damit kann kein Gebot mehr abgegeben werden. Anschließend werden anhand der Orderbücher aller Marktgebiete aller beteiligten Börsen von der EMCC die jeweiligen Preise für jedes Marktgebiet vorab ermittelt. Ist nun ein Preis in einem Marktgebiet außerhalb der jeweils gültigen Grenzpreise oder 104 Vgl. EPEX 2010, Ein entscheidender Schritt zum einheitlichen europäischen Strommarkt 105 Vgl. marketcoupling.com 54

57 kann kein Preis ermittelt werden, so werden entsprechend der jeweilig gültigen Bestimmungen Maßnahmen ergriffen. So wird bspw. von der EPEX zu einer zweiten Auktion aufgerufen 106, in den Marktgebieten der NordPoolSpot können bspw. Kapazitätsreserven aktiviert oder Blockgebote ausgeschlossen werden. 107 Im Normalfall werden die Grenzpreise nicht über- bzw. unterschritten. Nachdem bestimmt wurde, welche Preise sich in den jeweiligen Marktgebieten einstellen, berechnet die EMCC die optimalen Austauschmengen mit Skandinavien und platziert entsprechende Gebote an den jeweiligen Börsen. Anschließend wird der Austausch innerhalb der Regionen Skandinaviens sowie Zentral-West-Europa optimiert. Die Optimierung innerhalb Skandinaviens erfolgt im Rahmen des sog. Market- Splittings durch die NordPoolSpot sowie innerhalb der CWE-Region durch die EPEX. Die im Rahmen der Optimierung notwendigen Mengen werden an den entsprechenden Marktplätzen als unlimitierte Gebote platziert, wobei die Höhe durch die zur Verfügung stehenden, freien Kapazitäten begrenzt ist. Abschließend, nach den Austauschprozessen zwischen den Marktgebieten, werden die endgültigen Preise berechnet und die jeweiligen Mengen der einzelnen Marktteilnehmer nominiert. Das Kriterium der Optimierung ist die Maximierung der sozialen Wohlfahrt, also der Summe aus Produzenten sowie Konsumentenrente. Die zur Verfügung stehenden, freien Übertragungskapazitäten (ATC) werden täglich von den Übertragungsnetzbetreibern sowie den Handelsplätzen für Übertragungsrechte gemeldet. Für CWE ist dies die CASC, für Skandinavien die NordPoolSpot. In der Folge gleichen sich die Preise innerhalb der teilnehmenden Märkte an. Zur Vollständigkeit sei noch auf die Unterscheidung der Marktkopplungsprozesse (Volumen- und Preiskopplung) hingewiesen. Die Unterscheidung beschränkt sich darauf, welche Werte vom Optimierer übernommen werden. Bei der Volumenkopplung ist dies nur das Austauschvolumen, der Preis wird von der Börse selbst berechnet. Bei der Preiskopplung wird dagegen auch der Preis übernommen und nicht erneut berechnet. 108 Zur Verdeutlichung der Funktionsweise dient nachfolgend ein Beispiel anhand des Marketsplittings der NordPoolSpot. Aus Gründen der Darstellung werden nur zwei Marktgebiete betrachtet. Nach Gebotsschluss am Day-Ahead-Handel wird ein vorläufiger Preis je Markgebiet errechnet. Stellt die Börse fest, dass sich die Preise unterscheiden, gibt es zunächst eine Hochpreiszone und eine Niedrigpreiszone. Daher platziert die Börse im Rahmen der verfügbaren Übertragungskapazitäten zusätzliche 106 Art 1.7 Handelsbedingungen EPEXSpot 107 Art. 4.3 Trading App. 2a, Market Regulations 108 Vgl. EPEX

58 Kauforders im Niedrigpreisgebiet sowie Verkaufsorders in entsprechender Höhe im Hochpreisgebiet. In der Folge erhöht sich in der Hochpreiszone die Nachfrage, der Preis sinkt. In der Niedrigpreiszone dagegen wird das Angebot erhöht, mit der Folge, dass der Preis steigt. Die Preise gleichen sich durch zusätzliche Nachfrage bzw. Angebot an. Ist die verfügbare Übertragungskapazität größer als die Mengen, die benötigt werden, um die Preise auf das gleiche Niveau zu bringen, so wird genau die Menge geboten, die zu einem einheitlichen Preis führt. Ist dagegen nach Ausschöpfung der verfügbaren Übertragungsmengen noch immer ein Preisunterschied vorhanden, so wird ein separater Preis je Marktgebiet festgelegt. Am folgenden Tag, dem Tag der Lieferung, führen die zusätzlichen Gebote zu einer verminderten Produktion gegenüber der benötigten Last im Hochpreisgebiet sowie zu einer erhöhten Produktion im Niedrigpreisgebiet. Der physikalische Austausch erfolgt aufgrund der Tatsache, dass sich der Strom den Weg des geringsten Widerstandes sucht. 109 Bedeutsame Änderungen der Marktkopplung sind für das Jahr 2014 vorgesehen: 110 Der nächste Schritt der europäischen Marktintegration ist die Preiskopplung in Nordwesteuropa (NWE), welche am 4. Februar 2014 startet. NWE fügt Dänemark, Finnland, Großbritannien, Norwegen, Schweden und die baltischen Staaten zu CWE hinzu und deckt damit rund 75 % des europäischen Stromverbrauchs ab. 17 Partner aus zwölf Ländern haben über zwei Jahre zusammengearbeitet, um NWE in die Realität umzusetzen. Der Start ist ein entscheidender Schritt in Richtung eines integrierten europäischen Strommarkts und hin zur Umsetzung des Europäischen Zielmodells für Day-Ahead-Märkte. NWE ist ebenso die erste Implementierung der Price Coupling of Regions-Lösung (PCR). PCR ist eine Initiative von sieben europäischen Strombörsen darunter EPEX SPOT und stellt Systeme und Prozesse für eine gesamteuropäische Kopplung der Strommärkte bereit. Sie ist der Motor für mehrere regionale Marktkopplungsinitiativen, die im Laufe des Jahres 2014 und darüber hinaus entstehen und starten werden. Mit dem Start des NEW-Marktgebiets stellt auch die European Market Coupling Company ihren Betrieb ein. Als Backup-System steht sie noch bis zum 31. Juli 2014 zur Verfügung. Anschließen wird die Gesellschaft aufgelöst und abgewickelt nordpoolspot.com 110 epexspot.com 111 Vgl. ernw-online.com

59 2.1.2 Intraday Funktionsweisen, Akteure und Entwicklung des Intraday-Markts Der kurzfristige Spotmarkt stellt neben dem Terminmarkt einen Teilmarkt des Großhandelsmarktes dar. Der Spotmarkt selbst lässt sich zudem, in Abhängigkeit von der zeitlichen Nähe zum Lieferzeitpunkt, in den Day-Ahead-Markt (vortägiger Handel) sowie den Intraday-Markt (vor- bis untertägiger Handel) differenzieren. Die Abwicklung der Handelsprodukte, welche sich nach Zeitraum und Leistung unterscheiden, kann sowohl börslich als auch bilateral bzw. außerbörslich (OTC) stattfinden. Während der Terminmarkt insbesondere durch den finanziellen Handel vor dem Hintergrund der Preisabsicherung geprägt ist, steht beim Spotmarkthandel die physikalische Erfüllung im Vordergrund. Zunehmend tritt dabei in den vergangenen Jahren der sehr kurzfristige Intraday-Handel aus dem Schatten des deutlich volumenstärkeren Day-Ahead-Handels und entwickelt sich von einer Plattform zum Handel von Restmengen hin zu einem bedeutsamen Handelsinstrument. Im Folgenden soll daher der Intraday-Markt vertieft erläutert und analysiert werden. Eine umfassende Betrachtung verschiedener Parameter im Zeitverlauf trägt dazu bei, die Funktionsweisen, die Entwicklungen und die Akteursstruktur am Intraday-Markt besser einordnen zu können. Ferner stellt sich die Frage nach der zukünftigen Entwicklung und die hierauf Einfluss nehmenden Größen. Vor einer detaillierten Analyse müssen zunächst die Rahmenbedingungen des Intraday-Handels erörtert werden. Am Intraday-Markt 112 werden neben Einzelstunden mehrstündige Blöcke sowie neuerdings auch 15-Minute-Kontrakte gehandelt. Ab 15 Uhr des laufenden Tages sind alle Stunden des Folgetages bis zu einer Frist von 45 Minuten vor Lieferzeitpunkt handelbar. Viertelstundeneinheiten werden zwei Stunden vor Lieferzeitpunkt der bezogenen Stunde verfügbar. Neben den klassischen Base- und Peakloadblöcken können auch benutzerdefinierte Blöcke eingebracht werden. Einen erheblichen Unterschied zum Day-Ahead-Markt stellt das Handelsprozedere dar. Es erfolgt keine Gegenüberstellung aggregierter Kauf- und Verkaufsangebote mit dem Ergebnis eines stündlichen Market-Clearing-Preises. Stattdessen werden sich erfüllende Kauf- und Verkaufsangebote direkt abgewickelt (kontinuierlicher, fortlaufender Handel). 112 Vgl. epexspot.com sowie EEX

60 Kontinuierlicher Handel Handelsform zur Preisfeststellung und zur Zusammenführung von Kauf- und Verkaufsaufträgen zu Geschäften. Beim kontinuierlichen Handel werden alle Aufträge im Auftragsbuch ständig auf Ausführbarkeit geprüft. Sobald sich zwei Aufträge ausführbar gegenüber stehen, werden sie sofort zu einem Geschäft zusammengeführt. Konkurrierende Aufträge im Auftragsbuch werden dabei zuerst nach Preis und dann nach Zeit priorisiert (Preis-Zeit-Priorität). 113 Innerhalb der vorgegebenen Preisspanne von bis können Preisänderungen mit einer minimalen Schrittweite von 1 ct/ MWh durchgeführt werden. Kaufund Verkaufsangebote können mit folgenden Auftragsarten platziert werden: Limit-Order Eine Limit Order ist eine Order, mit der man zu einem spezifizierten Preis (oder besser) einen Kontrakt kauft oder verkauft. 114 Aufträge müssen stets einen Höchstpreis, über dem eine Bid-Limit-Order (Kauf) nicht ausgeführt wird, oder einen Mindestpreis, unter dem eine Ask-Limit-Order (Verkauf) nicht ausgeführt wird, enthalten. 10th MW Order Das Mindestvolumen beträgt üblicherweise 1 MW. Orders für den Handel von kleineren Mengen zwischen 0,1 MW und 0,9 MW innerhalb des deutschen Marktgebietes müssen in ein gesondertes Orderbuch eingegeben werden und werden nicht mit Orders außerhalb dieses Orderbuches ausgeführt. Market Sweep Orders (für individuelle Blöcke, Beschreibung folgt) Einzelstundenkontrakte können standardmäßig auch teilausgeführt werden und sind mit keinem Gültigkeitsdatum verbunden; demnach bleiben sie im Orderbuch bis sie ausgeführt, zurückgehalten oder storniert werden. Die Standardblöcke Base und Peak können ebenfalls standardmäßig teilausgeführt werden. Ergänzend können folgende Ausführungsbeschränkungen verwendet werden: all-or-none Eine AON ('all-or-none')-order bleibt solange [ ] unausgeführt, bis die gesamte Quantität für die Aufgabe der Order im Markt verfügbar ist. immediate-or-cancel 113 Vgl. epexspot.com 114 Vgl. interactivebrokers.com 58

61 fill-or-kill Jeder Teil einer IOC ( immediate-or-cancel Order, der nicht ausgeführt wird, sobald er den Markt erreicht, wird augenblicklich gelöscht. Eine FOK ('fill-or-kill') Order muss am Markt ausgeführt werden, sobald sie dort verfügbar ist, sonst wird sie augenblicklich gelöscht. hidden quantity Die Existenz einer Hidden Order (generell mit einem großen Volumen) ist weder aus den Daten am Markt noch dem Orderbuch zu entnehmen. Im Gegensatz zu den Standardblöcken sind individuelle Blöcke nicht teilweise ausführbar ( all-or-none ) und werden durch die Beschränkung immediate-or-cancel zu sogenannten Market Sweep Orders und dann sofort und soweit als möglich gegen die jeweiligen Einzelstundenorders ausgeführt. Für den gleichen Stundenkontrakt existieren im fortlaufenden Handel meist unterschiedliche Handelspreise, die zu unterschiedlichen Zeitpunkten erzielt wurden. Auch die Volumina der einzelnen Handelsgeschäfte unterscheiden sich teilweise beachtlich. Daher enthalten die veröffentlichten Marktdaten Z.B. für Stundenkontrakte neben dem gehandelten Volumen auch Angaben zum niedrigsten und höchsten Preis sowie einen Durchschnittspreis aller Aktivitäten. Während die Leipziger Strombörse bereits im Jahr 2000 ihren Betrieb aufnahm, kam der Intraday-Handel erst im Laufe des Jahres 2006 hinzu. Aussagen zu Preisniveau, Preisextrema und Volumen in den letzten Monaten des Startjahres sollten noch wenig Aussagekraft bieten, wohingegen eine Entwicklungsbeobachtung der übrigen zurückliegenden Jahre interessante Erkenntnisse verspricht. Überdies soll eine Einordnung erfolgen, welche Akteure diesen Markt nutzen und welche Entwicklungen des Marktes, insbesondere hinsichtlich steigender Strommengen aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien, möglich erscheinen. Aufgrund der stündlichen EPEX Intraday-Spotmarktdaten wurde zunächst die Streubreite der stündlichen Durchschnittspreise im zeitlichen Verlauf abgebildet. 59

62 [ ] 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00-20,00-40,00 Intraday [ ] 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00-20,00-40,00 Intraday [ ] 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00-20,00-40,00 Intraday Abbildung 2-8: Entwicklung der Preise am Intraday-Markt 115 Während in den Jahren 2007 und 2008 eine erhebliche Preisspanne zwischen dem unteren und oberen Quartil insbesondere in den Mittagsstunden festzustellen ist, reduziert sich diese im Jahr 2011 merklich. Ebenso finden sich im jüngsten Betrachtungsjahr deutlich schwächere Ausschläge der Maxima und Minima. Ein wesentlicher Einfluss auf die Preischarakteristik kann hier die Marktkopplung mit Nachbarländern einnehmen, worauf etwas später noch vertieft eingegangen werden soll. Die zuneh- 115 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 60

63 mende Bedeutung des börslichen Intraday-Handels wird bei Betrachtung der Volumina sichtbar. Der zeitliche Verlauf zeigt einen rapiden Anstieg der Jahresvolumina im Zeitraum von 2006 bis 2011 (blaue Säulen). [GWh] Abbildung 2-9: Entwicklung der Volumina am Intraday-Handel 116 Der von der EPEX abgewickelte OTC-Intraday-Handel (rot) wird in diesem Maßstab erst im Jahr 2011 sichtbar. Während 2007 noch 0,12 GWh über OTC gehandelt wurden, stieg diese Menge im Jahr 2011 auf knapp 295 GWh an. Für das Jahr 2011 zeigt nachfolgendes Diagramm die stündlichen Mittelwerte der Preise und Volumina für alle Mittwoche (außer Feiertage) des Betrachtungsjahres. Demnach finden sich in den niedrigpreisigen Nacht- und Morgenstunden auch die geringsten Volumina wieder. 116 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 61

64 [MWh] [ ] Mittelwert Volume Mittelwert Price Abbildung 2-10: Vergleich Volumina und Preise für die Mittwoche des Jahres 2011 im Tagesverlauf 117 [MWh] [ ] Mittelwert Volume Mittelwert Price Abbildung 2-11: Vergleich Volumina und Preise für die Sonntage des Jahres 2011 im Tagesverlauf 118 Die stündlichen Mittelwerte aller Sonntage des Jahres 2011 zeigen eine deutlich ausgeprägte Preisspitze zu den Abendstunden, verbunden mit dem höchsten Volumen. Erwartungsgemäß liegt das Gesamtniveau (sowohl für den Preis als auch das 117 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 118 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 62

65 Volumen) deutlich unter dem der Mittwoche. Zur Kenntlichmachung der saisonalen Unterschiede wurde zudem ein Vergleich der Monate Juni und November angestellt. Während in den Nachmittagsstunden die Volumina im Juni die Novemberwerte übersteigen, zeigt sich speziell am frühen Abend eine Preis- und Mengenspitze im November. [MWh] Nov11 Vol Jun11 Vol Nov11 Preis Jun11 Preis [ ] Abbildung 2-12: Vergleich 2011: Volumen und Preise Jun - Nov 119 Der stündliche Preisverlauf des Intraday-Handels erinnert sehr stark an die aus dem Day-Ahead-Handel bekannte Preiskurve. Eine graphische Gegenüberstellung der stündlichen Jahresdurchschnittswerte bzw. Mediane bestätigt diese Annahme. Unter Beachtung der denkbaren Handelsstrategien ist dieser Umstand auch nachvollziehbar. Durch die Preis-Zeit-Priorität kommt bei Preisgleichheit das zuerst abgegebene Angebot zum Zuge. Versucht ein Käufer, einen sehr niedrigen Preis zu erreichen, läuft er Gefahr, dass dieses Geschäft nicht zustande kommt. Gleiches gilt für den Verkäufer bei einem sehr hoch anvisierten Verkaufspreis. Als Richtmaß sollte daher der jeweilige Day-Ahead-Preis dienen. Der Käufer nähert sich in dem analog entgegenkommenden Angebot. Dabei wird bereits frühzeitig ein realistischer Preisbereich beschritten, um als jeweils erster im Rahmen der Preis-Zeit-Priorisierung zum Zuge zu kommen. Nach den ersten Erfüllungen stehen dem Käufer kurzzeitig nur noch die entsprechend teureren Angebote zur Verfügung, bis neue Angebote zu ebenfalls niedrigeren Preisen nachrücken. Preissetzend für den jeweiligen Handelsabschluss ist das Kauf- oder Verkaufsangebot, welches entsprechend zuerst platziert wurde. 119 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 63

66 [ ] 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20, Median Intr. 11 Median DayAhead 11 Mittelwert Intr. 11 Mittelwert DayAhead 11 Abbildung 2-13: Vergleich der Mediane und Mittelwerte der stündlichen Intraday- und Day-Ahead- Preise :00 Käufer 52,00-10:20 52,00-11: :00 Verkäufer 35-07:30 Abbildung 2-14: Beispielhaftes Handelsprozedere eines Stundenkontrakts um 12 Uhr im Intraday- Handel. 121 Ein Vergleich der Spotmärkte über ein Jahr kann saisonale Effekte nivellieren. Daher erfolgt zusätzlich eine Preis-Gegenüberstellung der 4 Mittwoche des Monats Juni 2011 sowie der 4 Mittwoche des Monats November Es ist zu erkennen, dass der Median an den Mittwochen des Wintermonats über den gesamten Tagesverlauf preislich über dem Day-Ahead-Markt liegt, insbesondere in den Vormittags- bis Nachmittagsstunden. Im Sommermonat Juni liegen die Preiskurven enger beisammen. Lediglich in den frühen Morgen- und späten Abendstunden liegt der Intraday- Preis etwas deutlicher über dem Day-Ahead-Preis. 120 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 121 Eigene Darstellung 64

67 [ ] Intr. Median Jun. Mi. Day-Ahead Median Jun Mi. Intr. Median Nov. Mi. Day-Ahead Median Nov Mi. Abbildung 2-15: Gegenüberstellung der Mediane der vier Mittwoche im Juni und November 2011 am Intraday- und Day-Ahead-Markt 122 Auf eine entscheidende Größe beim Anstieg des Handelsvolumens, die Strommengen aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien, wird später vertieft eingegangen. Von zunehmender Bedeutung für den kurzfristigen Stromhandel in Deutschland wird auch der grenzüberschreitende Intraday-Handel mit den Nachbarländern. Ende 2010 haben die ÜNB Amprion und EnBW in Deutschland sowie RTE in Frankreich einen harmonisierten Mechanismus zur grenzüberschreitenden Intraday- Kapazitätsvergabe ins Leben gerufen. In diesem Zuge wurde seitens der EPEX Spot der Zugang zu einem integrierten deutsch-französischen Intraday-Handelsplatz eröffnet. Der Mechanismus zur Kapazitätsvergabe dient einer kontinuierlichen, impliziten Vergabe auf dem Intraday-Markt sowie einer expliziten Vergabe für den außerbörslichen Handel. Der harmonisierte Mechanismus zur grenzüberschreitenden Kapazitätsvergabe basiert auf dem schon bestehenden und an den meisten deutschen Grenzen bereits genutzten Intraday-capacity-service. Die Kapazitätsvergabe wird dort nach dem First-in-first-out-Prinzip abgewickelt. 122 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 65

68 Abbildung 2-16: Flexible Intraday Trading Scheme 123 Das Clearing und Settlement übernimmt das Clearinghaus der EPEX-Spotmärkte. Die Einführung von FITS kann relativ schnell und kostengünstig erfolgen, da auf bereits bestehende Strukturen zurückgegriffen wird. Der bisherige OTC-Handel bleibt hiervon unberührt. 124 Abbildung 2-17: Gegenüberstellung der Kapazitäten an der Kuppelstelle DE-FR: ICS und ENTSO-E Vgl. EPEX Vgl. Übertragungsnetzbetreiber Quelle: intraday-capacity.com und entsoe.net 66

69 Vorstehend finden sich beispielhaft ein Vergleich der deutsch-französischen Kuppelstellen-Kapazitäten nach Angabe der ENTSO-E sowie die Kapazitäten des Intradaycapacity-service (jeweils für den ). Während die vortäglichen net transfer capacity -Leistungen in beide Richtungen D > FR und FR > D aufzeigt (hier näherungsweise im Verhältnis 3:2, siehe rechtes Bild), stehen dem ICS in einigen Morgenstunden, Z.B. 03:00-04:00 Uhr, keine Kapazitäten für die Richtung FR > D, jedoch umso höhere Kapazitäten in die entgegengesetzte Richtung zur Verfügung (linkes Bild). Der ICS weist keine net transfer capacity sondern die available transfer capacity auf seiner Plattform aus, wobei es sich um die NTC abzüglich der bereits vorab reservierten Leistungen handelt. Hinsichtlich der Preisdifferenz zwischen dem deutsch-österreichischen und dem französischen Markt ist für die Händler meist nur der Transfer vom Gebiet mit dem niedrigeren Preisniveau hin zu dem mit dem höheren Preisniveau interessant. Da in den hier angesprochenen Morgenstunden die Börsenpreise in Deutschland ein höheres Niveau hatten als in Frankreich, war diese Transferrichtung teilweise vollständig ausgebucht. In der anderen Richtung (DE > FR) hätten zu den 3000 MW zusätzlich noch bis zu 1800 MW kommerziell gebucht werden können, bis der Transfer in Richtung Deutschland kompensiert gewesen wäre. Tabelle 2-6: Intraday-Handelsvolumen 126 Marktgebiete Vol in MWh Vol in MWh Vol. Nov in MWh DE FR Grenzüberschreitend 11,4 % 18,0 % Voranstehende Tabelle weist einen deutlichen Volumenanstieg vom Jahr 2010 auf das Jahr 2011 auf. Der Anteil des grenzüberschreitenden Handels lag im Jahr 2011 bei 11,4 %, dies führte zu einer Verdopplung des französischen Intraday-Volumens seit dem Start des FITS zum Dezember Mit dem hat der österreichische ÜNB sowie die EPEX Spot SE einen Intraday-Markt in Österreich gestartet und diesen mit den deutsch-französischen Intraday-Märkten verbunden. Die physische und finanzielle Erfüllung der Kontrakte wird 126 Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com 127 Vgl. epexspot.com 67

70 von Europas zentralem Clearinghaus (ECC) bereitgestellt. Der derzeitige Mechanismus für die Nominierung grenzüberschreitender Fahrpläne an der deutschösterreichischen Grenze ist nicht betroffen und bleibt für alle Marktteilnehmer bestehen. Zeitnah angestrebt wird eine Synchronisierung der lokalen und grenzüberschreitenden Handelsschlusszeiten an der Strombörse. 128 Akteure am Intraday-Markt Händler, die am Intraday-Handel teilnehmen, können gegenüber der langfristigen Eindeckung bzw. der langfristigen Veräußerung von kurzfristigen Preisschwankungen profitieren. Etwaigen Preisvorteilen steht jedoch auch ein erhöhtes Risiko gegenüber. Gesicherte Verbraucherpreise werden daher auch meist durch eine langfristig gesicherte Beschaffung realisiert. Ebenso wird eine hohe Auslastung der Kraftwerke über langfristige Verpflichtungen sichergestellt. Im Gegensatz zur konventionellen Erzeugung werden die EEG-Anlagen des klassischen Vergütungsmodells am Spotmarkt den Einspeiseprognosen entsprechend eingestellt. Am Day- Ahead-Markt nicht abgesetzte Mengen sowie erst kurzfristig ersichtliche Prognoseabweichungen werden schließlich am Intraday-Markt eingestellt. Bis Ende 2009 existierte eine sogenannte Monatsbandwälzung, nach der die EEG- Mengen als aufbereitete Monatsbänder direkt den Lieferanten zugeordnet wurden. Der Verfahrenswechsel zum Jahreswechsel 2009/2010 beeinflusste in Folge das Volumen des börslichen Kurzfristhandels spürbar. Zur Kompensation von Liquiditätsschwierigkeiten am Intraday-Markt wurde den ÜNB bis zum Ablauf des Jahres 2010 eine zusätzliche Option zur Vermeidung von Ausgleichsenergie in Gestalt der sogenannten EEG-Reserve zur Verfügung gestellt. Die Energiemengen der EEG-Reserve sind folglich ab dem Jahr 2011 bei der Vortagesvermarktung, Intraday-Vermarktung bzw. der Ausgleichsenergie zu suchen. 128 Vgl. epexspot.com 68

71 Abbildung 2-18: Wälzungsmechanismus 129 Abbildung 2-19: Überführung und Vermarktung von EEG-Strom 130 Analog zur EEG-Vermarktung der ÜNB verfahren auch die Dienstleister oder Anlagenbetreiber, welche ihren EEG-Strom nach dem Marktprämienmodell veräußern. Ihnen steht der Zeitpunkt der Vermarktung zwar frei, theoretisch können sie auch Termingeschäfte eingehen, jedoch basiert ihre Vermarktung ebenso auf erst sehr kurzfristig exakten Einspeiseprognosen. Da Prognoseabweichungen ohne eine kurzfristige Reaktion zwangsläufig zur Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie führen, besteht die Motivation, am Intraday-Markt sämtliche Über- und Unterdeckungen bestmöglich auszugleichen. 131 Welchen Anteil am Handelsvolumen allein die EEG- 129 Eigene Darstellung 130 Eigene Darstellung 131 Der überwiegende Teil der EE-Mengen, nämlich derjenige, welcher sich mit der prognostizierten Menge deckt, wird von den ÜNB allerdings bereits vorab auf dem Day-Ahead-Markt veräußert. 69

72 Intraday-Vermarktung der ÜNB einnimmt, zeigt folgendes Diagramm: 100,00% 90,00% Handel Intraday ÜNB / Handel EPEX Intraday 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Abbildung 2-20: Jahresdauerlinie der ÜNB Intraday-Vermarktung am stündlichen EPEX-Intraday- Handelsvolumen 2011 (zwei Alternativen) 132 Um die Bedeutung des ÜNB-Handels am Intraday-Markt einordnen zu können, wurden die Handelsvolumina der ÜNB dem EPEX-Intraday-Gesamtvolumen zur jeweiligen Stunde gegenübergestellt. Es liegt jedoch keine Kenntnis darüber vor, ob geund verkaufte Volumina zwischen den ÜNB untereinander oder mit Dritten gehandelt wurden. Das Ergebnis der Gegenüberstellung, in Form einer Jahresdauerlinie, zeigt daher zwei Betrachtungsweisen: Während in Alternative 1 (dunkelgrün) ein ausschließlicher Handel mit Dritten unterstellt wurde, werden in Alternative 2 (hellgrün) zunächst untereinander Mengen ausgetauscht. Dass die Kurven sehr nah beieinander liegen, kann als Indikator für meist zeitgleiche Einspeisung und Handelsstrategien angesehen werden. Dass der Anteil des ÜNB-EEG-Intraday-Handels in 2000 Stunden etwa die Hälfte des Intraday-Gesamthandelsvolumens darstellt, ist beachtlich. Eine wesentliche Gruppe von Anbietern bzw. Nachfragern am Intraday-Markt ist mit den ÜNB und EEG-Direktvermarktern identifiziert. Dabei war die kurzfristige Vermarktung von Strom aus EE nicht die originäre Idee zur Implementierung eines Intraday-Handels. Allgemeiner sollten auf diese Weise z.b. Kraftwerksausfälle im Laufe eines Liefertages oder unerwartete Nachfrageausschläge der Kunden durch einen kurzfristigen Handel der Überschüsse und Fehlmengen kompensiert werden. 132 Eigene Darstellung, Daten: netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net) 70

73 Auf diese Weise wird der Bezug von preislich im Vorfeld nicht exakt abschätzbarer Ausgleichsenergie vermieden und der Anforderung zur Minimierung der Fahrplanabweichungen aus dem Bilanzkreisvertrag mit den ÜNB Rechnung getragen. Um ihren gesetzlichen Verpflichtungen nachzukommen, sollten zunehmend auch Verteilnetzbetreiber am Intraday-Markt, insbesondere im Zuge der Bewirtschaftung der Verlustenergie- und Differenzmengen, anzutreffen sein. Viertelstündliche Differenzmengen fallen beim Netzbetreiber aufgrund schlecht zutreffender Last- und Einspeiseprofile von Kleinverbrauchern und Erzeugern an, deren Verbrauch/ Erzeugung auf Basis standardisierter, synthetischer Lastprofile geschätzt wird. 22 Abs. 1 EnWG verpflichtet die Netzbetreiber, die Energie, die sie zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigen, nach transparenten, auch in Bezug auf verbundene oder assoziierte Unternehmen nicht diskriminierenden und marktorientierten Verfahren zu beschaffen. Dem Ziel einer möglichst preisgünstigen Energieversorgung ist bei der Ausgestaltung der Verfahren, zum Beispiel durch die Nutzung untertäglicher Beschaffung, besonderes Gewicht beizumessen. Die energierechtlichen Vorgaben zum Führen eigenständiger Verlustenergie- und Differenzbilanzkreise wurden durch die ab April 2011 gültig gewordenen Marktregeln für die Bilanzkreisabrechnung im Strombereich (MaBiS) nochmals verschärft. Während die Bundesnetzagentur zur Bewirtschaftung des Verlustbilanzkreises in Abhängigkeit von der Größe des Verteilnetzbetreibers klare Vorgaben in Gestalt der sog. Kurz- und Langfristkomponente macht, steht die Abwicklung der Differenzbilanzkreisbewirtschaftung dem Netzbetreiber offen. Entweder führt der Netzbetreiber die entsprechenden kurzfristigen Handelsgeschäfte samt Prognoseerstellung selbstständig durch oder er überträgt sie gegen Entgelt an einen Dienstleister. Sämtliche angedeuteten Handelsaktivitäten sind eher durch die Motivation zur Kostenreduktion als durch Renditestreben zu begründen. Wer sind nun die Profiteure dieses Restemengenmarkts? Zum einen können dies jene Händler und Kunden (z.b. Industriekunden) sein, welche einen direkten Zugang zu diesem Markt haben und einen Teil ihres Bedarfes kurzfristig preisgünstiger abzudecken versuchen. Ferner können Kraftwerke im Rahmen einer make-or-buy -Entscheidung versuchen, bereits veräußerte Strommengen zu einem niedrigeren Preis einzukaufen als sie ihn selbst erzeugen können und auf diese Weise die Lieferverpflichtung alternativ erfüllen. Ausblick: Welche Faktoren werden künftig den Intraday-Markt beeinflussen und welche Entwicklungen sind zu erwarten? Eine zunehmend fluktuierende Erzeugung mit erst kurzfristig hohen Progno- 71

74 següten sollte auch das Volumen der Spotmärkte deutlich ansteigen lassen Der Intraday-Markt bleibt nicht weiter ein Restemengenmarkt, sondern gewinnt zunehmend an Bedeutung Die üblichen Fristen der Bilanzierung (Fahrplananmeldung am Vortag) orientieren sich heute noch stark am längerfristigen Handel. Auch kürzerfristige Fahrplananmeldungen werden künftig zur Regel Bestrebung 2014 Europaweiter Intraday-Markt Das gesamteuropäische Intraday-Zielmodell soll letztendlich aus einem sogenannten gemeinsamen Orderbuch und einem Modul zum Engpassmanagement bestehen Terminmärkte und OTC-Handel Der OTC Handel Bereits im Rahmen des Spothandels wurde auf die Möglichkeit außerbörslicher Geschäft hingewiesen. Insbesondere für den Terminhandel ist der OTC-Markt jedoch von wesentlicher Bedeutung. Aus diesem Grund werden einleitend einige Grundlagen zum außerbörslichen Handel vermittelt, bevor im Folgenden tiefer auf den Terminhandel eingegangen wird. Der bilaterale Over-The-Counter-Handel (OTC-Stromhandel) bestand überwiegend schon bevor sich Börsen entwickelten. Die Marktteilnehmer handeln hier wesentliche Vertragsbestandteile und Geschäftsabschlüsse in direktem Kontakt zueinander aus. Deshalb weisen die Verträge ein hohes Maß an Individualität auf. Die Produkte entsprechen den individuellen Bedürfnissen der Marktteilnehmer. 134 In Deutschland wird mittlerweile nur noch nach zwei Handelsarten von Strom unterschieden, die klar voneinander zu trennende Grundeinstellungen bilden: 135 dem Großhandel zwischen Unternehmen, um die Handelsmargen möglichst zu maximieren, hinter dem aber keine Verbrauchsabsicht steht (proprietärer Handel) dem Verteil- oder Einzelhandel an Endkunden zur Maximierung der Handelsmargen des Händlers und des preisstabilen bzw. kostengünstigen Energieeinkaufs auf der Seite des Kunden Bei der Umsetzung der OTC-Geschäfte wird differenziert nach Handel a) der durch die Vermittlung von Brokern (Devisenhändler an der Börse oder außerbörslich) stattfindet oder b) bilateral abgewickelt wird. Charakteristisch für den Brokerhandel sind 133 Vgl. epexspot.com 134 Vgl. Dudenhausen 2012, S Vgl. Spicker, J. 2010, S. 57 ff. 72

75 das Kontrahentenrisiko, die Transaktionskosten gemäß dem Rahmenvertrag, die Aufhebung der Anonymität bei Vertragsschluss und die freiwillige Veröffentlichung. Der bilaterale Handel äußert sich durch individuelle Produkte, bilaterale Verhandlungen zwischen den Teilnehmern, variable Transaktionskosten und eine gewisse Intransparenz. 136 Werden OTC-Geschäfte über die Börse abgewickelt schaltet sich die Clearing-Stelle zwischen, um das Risiko der Handelspartner abzufangen (Margin, Hinterlegung eines Pfandes) und die Koordination der Geschäfte zu übernehmen (Angaben der Teilnehmer, Abschlüsse, Abwicklung u.a.). 137 Der OTC-Handel ist an keine festen Handelszeiten gebunden. Es können Geschäfte für sehr kurze Zeiträume (Spotmarkt) und längere Handelsbeziehungen (Terminmarkt) geschlossen werden. Im OTC-Handel können Verträge noch bis eine Stunde vor Lieferung geschlossen werden. 138 Dadurch, dass die Geschäftsabschlüsse bilateral, auch über Telefon (Telefonhandel), abgeschlossen werden, sind die Geschäftszeiten der Kontrahenten für die Geschäftstätigkeiten ausschlaggebend. Der Lieferort und die Lieferzeit lassen sich frei wählen. Geschäfte können sich von einer Stunde bis hin zu mehreren Jahren erstrecken. Es kann ausgehandelt werden, ob die Lieferung physisch oder finanziell erfolgen soll. Als typische Handelsgröße sind 5 MW pro Kontrakt anzusehen, jedoch sind viele OTC-Händler auch ohne einen finanziellen Nachteil für den Handelspartner bereit Kontrakte über 1 MW abzuschließen. 139 In der Preisgestaltung weisen OTC-Geschäfte auch eine große Flexibilität auf. Fixe Preise über die gesamte Vertragsdauer sind genauso gut möglich wie eine Anpassung der Preise an das Marktgeschehen durch die Kopplung an einen Preisindex. OTC-Strompreisindizes werden von Brokern und Informationsdienstleistern täglich veröffentlicht. Z.B. gibt es Indizes, die den mengengewichteten Durchschnitt aller Day-Ahead-Geschäfte abbilden. Indizes können sich hierbei nach Baseload- oder Peakload-Kontraktpreisen richten. 140 Vorteile bei dieser Art des Handels liegen zum einen in der Einsparung der Börsengebühr und zum anderen in der schnellen Abwicklung der Geschäfte durch einen direkten Handel mit Standardprodukten. Damit der Handel möglichst schnell und einheitlich ablaufen kann entwickelten sich für OTC-Geschäfte seit dem Jahre 2000 sogenannte EFET-Verträge. Diese auf nationaler (unterliegt dem deutschen Recht für internationale Finanztermingeschäfte) und internationaler Ebene benutzten Rahmen- 136 Vgl. Dudenhausen 2012, S Vgl. Spicker, J., 2010, S. 57 ff. 138 Vgl. Interview Händler B 139 Vgl. Interview Stadtwerk (groß) 140 Vgl. Dudenhausen 2012, S. 4 73

76 verträge ermöglichen es den Handelsparteien Grundregeln des geschäftlichen Handelns auch für mehrere Transaktionen durchzuführen. Die Ausführung mehrerer Einzeltransaktionen erfolgt dann unter den Bedingungen des geschlossenen Rahmenvertrages. Die Verträge sind europaweit standardisiert Marktstrukturen des deutschen Stromhandels Terminmarkt an der EEX Für Akteure der Elektrizitätswirtschaft ergibt sich ein erheblicher Bedarf sich gegen die plötzlichen und langfristig nachhaltigen Preissprünge und -bewegungen abzusichern. Der Terminhandel ermöglicht den Teilnehmern durch die Nutzung verschiedenster Produkte eine solche Absicherung. Besonders die Steuerung des Risikos von Preisänderungen bei zukünftig zu kaufenden oder zu liefernden Strommengen ist wichtig. Geht ein Stromkäufer davon aus, dass die Strompreise steigen werden, kauft er das entsprechende Produkt (Future/Forward 142 ) und sichert sich heute bereits den niedrigeren Preis für eine zukünftige Lieferung. Geht der Teilnehmer von fallenden Strompreisen aus verkauft er die entsprechenden Produkte (Future/Forward), um sie durch einen nachfolgenden Rückkauf zu einem niedrigeren Preis zu realisieren. 143 Dieses Managen von Preisrisiken erfolgt über Derivate. Derivate sind abgeleitete Produkte, deren Preis vom Wert des zugrunde liegenden Gutes (underlying) abhängt. Die einfachsten und marktgängigsten Derivate sind Forwards, Futures und Optionen. Diese Produkte sind vielfältig einsetzbar, abänderbar und kombinierbar und werden an die Bedürfnisse der Marktteilnehmer bestmöglich angepasst. Sie sind an der Börse hinsichtlich Volumen, Lasttypus, Lieferperiode und finanzieller und physischer Absicherung standardisiert. 144 Base- und Peak-Lieferungen für die kommenden Monate, Quartale und Jahre sind typische Produkte des Terminhandels. An der EEX werden Produkte für die folgenden neun Monate, elf Quartale und sechs Jahre angeboten. Der Handel findet an der EEX (und OTC) kontinuierlich statt. Produkte mit der kürzesten Laufzeit sind am liquidesten. Baseprodukte haben ein größeres Handelsvolumen als Peakprodukte. Das Baseprodukt für das Folgejahr (frontyear) ist als Leitprodukt anzusehen. An der Börse sind Bänder von 25 MW die typische Handelsgröße. OTC werden auch kleinere Tranchen gehandelt. Typische Größen sind hier Bänder von 5 MW. Intermediäre 141 Vgl. Fried, J. 2010, S. 171 ff. 142 Im Gegensatz zum Forward ist ein Future standardisiert und börslich notiert, ansonsten sind beide Produkte sehr ähnlich 143 Vgl. Schweickardt, Moser 2012, S Vgl. Nießen 2012, S. 1 74

77 bieten auch Monats- und Quartalsbänder mit geringeren Leistungswerten an. 145 Tabelle 2-7 zeigt die wichtigsten Unterschiede zwischen dem Handel an einem Spothandelsplatz und einem Terminhandelsplatz auf. Tabelle 2-7: Unterschiede zwischen Spotbörsen und Terminbörsen 146 börslicher Spothandel börslicher Terminhandel Fristigkeit kurz (Day-Ahead, Intraday) lang (Week-, Month-,Quarter-,Year- Ahead) Produkte Motivation/ Zweck Tage, Stunden (Einzelstunden, Blöcke) Absicherung gegen Mengenrisiken, physische Erfüllung Wochen, Monate, Quartale, Saisons, Jahre Absicherung gegen Preisrisiken (Hedging), spekulative Gewinne, finanzielle Absicherung Vertragserfüllung physische Lieferung der Ware finanzieller Ausgleich Preisbildung fortlaufender Handel, beidseitiges Auktionsmodell fortlaufender Handel mit Anfangsund Schlussauktion Als Lieferort gelten die Regelzonen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und die Regelzone des französischen RTE (French-Future). Ein Baseload-Future- Kontrakt sieht eine durchgehende Lieferung von 1 MW in den 24 Stunden eines Liefertages (Montag bis Sonntag) in der Zeit von 00:00 Uhr bis 24:00 Uhr vor. Peak- Futures werden montags bis freitags von 08:00 Uhr bis 20:00 Uhr geliefert. Off-Peak- Kontrakte umfassen die Liefertage Montag bis Freitag von 00:00 Uhr bis 08:00 Uhr MEZ, sowie 20:00 Uhr bis 24:00 Uhr und Samstag bis Sonntag von 00:00 Uhr bis 24:00 Uhr MEZ. Jahres- und Quartalsfutures sind drei Börsentage vor Beginn der Lieferung fällig. Monats-Futures sind am Börsentag vor dem letzten Liefertag fällig und Wochen-Futures sind Montag früh nach Ende der Lieferwoche fällig. Die Erfüllung des Futuregeschäftes ist mit Fälligkeit abgeschlossen. Die Preisangabe eines Futureskontrakts erfolgt in /MWh mit der kleinstmöglichen Preisveränderung von 0,01 /MWh. 147 Futures unterliegen an der EEX einem fortlaufenden Handel mit offenem Orderbuch, in das die Teilnehmer Preis und Anzahl der Kontrakte eintragen. Sobald ein Kaufauftrag einem Verkaufsauftrag mit gleichem oder einem höheren Preis gegenübersteht, werden die Geschäftsabschlüsse automatisch getätigt Vgl. Eller, R. 2010, S. 274 ff. 146 Eigene Darstellung i.a.a. Dudenhausen 2012, S Vgl. EEX 2012c, S. 6 ff. 148 Vgl. Konstantin, P. 2006, S. 47 ff. 75

78 An der EEX werden auch ein Terminhandel für EU-Allowances des EU- Emissionshandels und ein Terminhandel für Kohle und Gas abgewickelt Produkte am Terminmarkt der EEX Generische Produkte an der Strombörse EEX sind im Terminhandel u.a. der Future und die Option. Sie dienen zur Absicherung der Preise und der Versorgungssicherheit bei einem charakteristischen Auseinanderfallen von Vertragsabschluss und Lieferzeitraum bei Termingeschäften. Voraussetzung, bei der überwiegend finanziellen Erfüllung der Warentermingeschäfte, ist ein anerkannter Referenzpreis bei fix definierten Produktstandards um einen Risikotransfer zwischen den Handelspartnern zu ermöglichen. Der Terminhandel der EEX bedient sich hierzu verschiedener Instrumente. 149 Im Folgenden werden die beiden gebräuchlichsten Instrumente (Future unbedingt und Option bedingt) erläutert. Tabelle 2-8: Kontraktarten bei Termingeschäften der EEX 150 Future Option unbedingtes Börsengeschäft standardisiert Hinterlegung von Sicherheitszahlungen bedingtes Geschäft: Wahlrecht zum Kauf oder Verkauf eines Produktes Ausübungspreis und -zeitraum wird im Vorhinein festgelegt für die Einräumung des Wahlrechtes wird eine Prämie an den Stillhalter gezahlt Unbedingte Produkte am Terminmarkt der EEX (Future) Unbedingte Geschäfte haben immer eine finanzielle oder physische Erfüllung am Ende ihrer Laufzeit. Hierbei ist das Chancen- und Risikoprofil für beide Parteien ausgeglichen. Um Ungewissheiten zukünftiger Preisentwicklung auszuschließen gehen Händler heute schon Liefervereinbarungen für die Zukunft ein. Es handelt sich um eine verbindliche Vereinbarung zwischen zwei Kontrahenten eine bestimmte Anzahl oder Menge und eine bestimmte Art eines zu Grunde liegenden Objekts bei Fälligkeit des Kontrakts 149 Vgl. Pschick, A. 2008, S ff. 150 Eigene Darstellung, i.a.a. Zander, W. 2012, S. 7 76

79 zu einem im Voraus vereinbarten Preis zu bezahlen und abzunehmen. Das Halten einer Long-Position in einem Future verpflichtet bei der Fälligkeit des Kontraktes den vereinbarten Preis zu zahlen und die Lieferung des Underlyings abzunehmen. Die korrespondierende Short-Position verpflichtet den Halter zur Lieferung des zugrunde liegenden Gutes gegen Erhalt des vereinbarten Geldbetrages. 151 Nur ein geringer Prozentsatz der Future-Geschäfte führt auch zu einer physischen Lieferung. Die Handelsteilnehmer (Lieferanten wie Abnehmer) lösen ihre eingegangenen Verpflichtungen noch vor dem Liefertag durch Glattstellungsgeschäfte (Offsetting- oder Reversing-Trades) auf. D.h., wenn ein Teilnehmer in einer gewissen Anzahl an Futurekontrakten mit Fälligkeit am 15. Juli zu long ist, geht er vor dem Fälligkeitstermin eine Verpflichtung über genau die gleiche Anzahl Futureskontrakte mit Fälligkeit am 15. Juli (identische Kontraktspezifikationen) short ein. Der Preis beider Kontrakte muss hierbei aber nicht zwingend gleich sein. Da bei Termingeschäften an der EEX der zentrale Handelspartner immer die Clearingstelle ist werden dort die einander aufhebenden gegenseitigen Verpflichtungen saldiert, d.h. gegeneinander Verrechnet, ohne dass der Handelsgegenstand physische bewegt wird. Wünscht man als Inhaber einer der beiden Positionen jedoch wirklich eine physische Lieferung unterlässt man das Glattstellungsgeschäft und hält die Position bis zur Fälligkeit offen. 152 Um eingegangene Positionen längstmöglich handelbar und liquide zu halten, werden an der EEX Jahres- und Quartalsfutures kaskadiert. Ein Jahresfuture wird vor Beginn des Lieferjahres in vier Quartalsfutures aufgesplittet. Vor Beginn eines Lieferquartals wird der Quartalsfuture wiederum in drei Monatsfutures aufgespalten. Am Ende eines Liefermonats steht der Barausgleich (cashsettlement), falls nicht anders gewünscht (bzw. glattgestellt). So können Handelsteilnehmer auch während der Lieferperiode Future-Geschäfte glattstellen, die Restlieferzeiten bleiben weiterhin handelbar. 153 Futurekontrakte weisen eine enorme Hebelwirkung (leverage-effect) auf. Man kann durch eine relativ geringe Anfangszahlung in vollen Umfang an den Gewinnen und Verlusten partizipieren. Auf Grund dieser Hebelwirkung eignen sich Futurekontrakte auch als Medium für risikofreudige Spekulanten. Ob dieses spekulative Engagement rational vertretbar ist hängt immer von der Größe des zur Verfügung stehenden Risikokapitals und der Stellung des Kontraktes in einem diversifizierten Portfolio ab. Die Anreicherung eines Portfolios mit riskanten Future-Positionen kann bei Herabsetzung 151 Vgl. Uszczapawski, I. 2008, S. 209 ff. 152 Vgl. Uszczapawski, I. 2008, S. 213 ff. 153 Vgl. Nießen, S. 2012, S. 2 77

80 des Portfoliorisikos bei gegebenem erwartetem Betrag oder bei Erhöhung des Ertrags bei gegebenem Portfoliorisiko zu einer Verbesserung des Risiko- Ertragsverhaltens führen. 154 Um das Risiko ungünstiger Preisentwicklungen für bestehende physische Positionen (Kraftwerke, langfristige Stromlieferverträge, eigener Stromverbrauch u.a.) eines Unternehmens möglichst zu neutralisieren, bedienen sich solche Akteure des Futuremarktes zum Zwecke der Preisabsicherung (hedging). Ein Hedger verfolgt eine Short-Hedge-Strategie (Risikoabsicherungsstrategie), wenn er das physische Gut bereits besitzt und davon ausgeht, dieses in Zukunft auch zu verkaufen (physische Long-Position). Kraftwerksbetreiber sind typische Long- Position-Halter. Fallende Preise für das Gut sind mit einem Verlustrisiko, steigende Preise mit einer Gewinnchance behaftet. Um das Risiko fallender Preise abzusichern geht der Hedger eine Short-Futureposition ein, die ihm das Recht (und die Verpflichtung) einräumt, dass Gut in der Zukunft zu einem bestimmten heute garantierten Preis zu verkaufen. Dies beinhaltet aber auch, dass der Kraftwerksbetreiber mit dem Eingehen eines Short-Hedges gleichzeitig auf die Chance steigender Preise verzichtet. Wenn der Spotpreis z.b. unter den Wert der Futureposition fällt, erzielt der Hedger einen Gewinn aus dem Futuregeschäft, der im Idealfall genauso hoch ist, wie der Verlust aus dem physischen Geschäft (und umgekehrt) 155 Ein Long-Hedge (Long-Future) wird immer dann eingegangen, wenn der Akteur weiß, dass er in Zukunft ein bestimmtes Gut kaufen möchte (physische Short- Position). Auch hier ist das Ziel eine heutige Festlegung des zukünftigen Preises, aber als Absicherung gegen steigende Preise Vgl. Uszczapawski, I. 2008, S. 222 ff. 155 Vgl. Nießen, S. 2012, S. 2 ff. 156 Vgl. Uszczapawski, I. 2008, S. 237 ff. 78

81 Tabelle 2-9: Definition für Long- und Shortposition bei Future-Hedging-Strategien 157 Marktposition (physisch) Benötigte Futureposition long will Energie verkaufen (z.b. Kraftwerksbetreiber) short Lieferverpflichtung gegen vereinbarte Zahlung (Marktakteur: Verkäufer eines Terminkontraktes) Preisrisiko fallende Preise steigende Preise Anwendung Short-Hedge Long-Hedge short benötigt Energie - muss kaufen (z.b. Verbraucher) long erhält Lieferung gegen Zahlungsverpflichtung (Marktakteur: Käufer eines Terminkontraktes) Grundsätzlich kann eine Preisabsicherung mittels aller Derivate durchgeführt werden. Bei jedem Instrument entstehen jedoch unterschiedliche Absicherungskosten. Je nach Absicherungsstrategie sind auch Kombinationen der Instrumente möglich bzw. wie bei individuell zugeschnittenen Stromlieferverträgen auch nötig. 158 Bedingte Produkte am Terminmarkt der EEX (Optionen) Bedingte Geschäfte zeichnen sich durch ein ungleiches Chancen- und Risikoprofil aus. Das Risiko des Käufers ist begrenzt, das des Verkäufers (Stillhalters) nicht. Realisiert wird eine solche Risikogrenze durch Optionen (Hedging). Optionen räumen einem Marktteilnehmer das Recht, aber nicht die Pflicht ein, einen Future zu erfüllen. Dieses Ausübungsrecht bezahlt der Käufer mit einer Optionsprämie, die er dem Clearinghaus entrichtet und die dem Stillhalter der Option gutgeschrieben wird. Die EEX bietet z.b. den Handel mit Optionen auf den Phelix Base Future (Monats-, Quartals- oder Jahresfutures) an. Dabei wählt die EEX Optionen, die es dem Inhaber am Ende der Laufzeit ermöglicht sich für die Erfüllung oder den Verfall des Geschäftes zu entscheiden. Eine Option hat somit auch einen Versicherungscharakter gegen steigende bzw. fallende Preise. Optionen, die über die Börse gehandelt werden, sind immer standardisiert. Das Clearingsystem für Optionen an der EEX funktioniert wie das der Futurekontrakte. Im Unterschied zum Futurehandel muss aber nur der Stillhalter auf Grund seiner potenziellen Verpflichtung einen Margin Account führen und Marginzahlungen leisten. Den Inhaber belasten keine Zahlungen, was einen finanziellen Vorteil durch einen geringen Kapitaleinsatz während der Haltedauer ermöglicht Eigene Darstellung i.a.a. Nießen, S S. 5 und Uszczapawski, I. 2008, S Vgl. Zander, W. 2012, S Vgl. Nießen, S. 2012, S. 5 79

82 Tabelle 2-10: Optionspositionen 160 Call-Option Put-Option Käufer call long -zahlt Optionsprämie -besitzt Kaufrecht put long -zahlt Optionsprämie -besitzt Verkaufsrecht Position Verkäufer call short -erhält Optionsprämie -Stillhalter im Unterlying put short -erhält Optionsprämie - Stillhalter im Geld Um als Clearing-Mitglied anerkannt zu werden, bedarf es der Erfüllung diverser Verpflichtungen. Das Clearing-Mitglied muss u.a. eine hohe Eigenkapitalausstattung aufweisen, Kapitalhinterlegungen bei der Clearing-Stelle leisten (zusätzlich meist auch Wertpapiere) oder Drittbankgarantien vorweisen. Dafür entfällt das Bonitätsrisiko des Kontrahenten, eine Erfüllungssicherheit besteht, hohe Marktliquidität bei gleichzeitig großen Handelsvolumen ist vorhanden und Transaktionskosten können gesenkt werden. 161 Der Preis, zu dem der Käufer der Option das Underlying in der Zukunft kaufen, bzw. verkaufen kann, wird als Ausübungspreis (STRIKE PRICE) bezeichnet. Die vom Käufer an den Stillhalter gezahlte Optionsprämie kann in zwei Bestandteile zerlegt werden. Der innere Wert der Option ist der immer positive (bzw. Null) Gewinn bei einer sofortigen Ausübung. Je mehr der aktuelle Kurs über (unter) dem Basispreis der Call- (Put-) Option liegt, umso größer ist der innere Gewinn. Die Differenz zwischen Optionsprämie und dem inneren Wert ist der Zeitwert. Er spiegelt die Chance wider, dass sich der Preis des Underlyings für den Käufer günstig entwickelt. Tabelle 2-11: Stadien einer Option 162 Zustand call put out-of-the-money S < E S > E at-the-money S = E S = E in-the-money S > E S < E Je länger die Laufzeit der Option ist, umso größer ist der Zeitwert. Die Laufzeit ist aber nicht der einzige Einflussfaktor auf den Zeitwert, wie weiter unten noch be- 160 Eigene Darstellung i.a.a. Steiner, M. 1994, S Vgl. Uszczapawski, I., 2008, a.a.o., S. 82 ff. 162 Eigene Darstellung 80

83 schrieben wird. Zur Bestimmung der Optionsprämie ist das Verhältnis von Ausübungspreis (E) zum Terminmarktkurs (S) des Underlyings (innerer Wert) ausschlaggebend. Stimmt der Ausübungspreis mit dem aktuellen Kurs des Underlying überein, so ist die Option AT-THE-MONEY. Z.B. liegt bei einer at-the-money-forward Option der Terminkurs sehr nahe am Basispreis. Ist der Ausübungspreis einer Put- Option über dem aktuellen Kurs des Underlyings, spricht man von einer Option, die IN-THE-MONEY ist. Liegt der Ausübungspreis einer Call-Option über dem Kassakurs, ist die Option OUT-OF-THE-MONEY. Im Vergleich zum Zeitwert, der immer positiv ist, kann der innere Wert variieren. Bei einer out-of-the-money- und einer atthe-money-option ist der innere Wert immer Null, bei einer in-the-money-option immer positiv. 163 Der Versicherungscharakter von Optionen steigt, wenn das Risiko, die Volatilität des Underlyings steigt. Die Optionsprämie ist umso geringer, je höher die Vorauszahlung des Inhabers an den Stillhalter ist. Mit steigendem innerem Wert der Option verringert sich die Optionsprämie. Je länger die Haltedauer der Option, desto höher ist die Prämie Vgl. Schmidt, M. 2006, S. 139 ff. 164 Vgl. Uszczapawski, I. 2008, S

84 Tabelle 2-12: Preisbestimmende Faktoren des Optionspreises 165 Faktor Option Optionspreis Kurs des Underlyings + C + P - - C - P + Volatilität des Underlyings + C + P + - C - P - Ausübungspreis der Option + C - P + - C + P - Restlaufzeit der Option + C + P + - C - P - Zinssätze + C + P - - C - P + + = Faktor wird größer / Optionspreis steigt - = Faktor wird kleiner / Optionspreis fällt C = Call-Option P = Put-Option Die oben beschriebenen vier Grundformen einer Option (Long Call, Short Call, Long Put und Short Put) können in beliebiger Form zu weiteren Derivaten kombiniert werden. Spreads begrenzen das Risiko, aber auch die Chance, bei bestimmten Kursentwicklungen bzw. Kurshöhen des Underlyings daran zu partizipieren. Kombinationen aus Long- und Short-Positionen der gleichen Optionsart mit gleicher Fälligkeit, aber unterschiedlichem Basispreis werden als vertikale Spreads bezeichnet (Bull Spread, Bear Spread). Horizontale Spreads sind ebenfalls Kombinationen aus Longund Short-Position der gleichen Optionsart mit gleichem Strike aber unterschiedlicher Fristigkeit (Long- bzw. Short-Time-Spread). Zur Absicherung gegen intensive Kursschwankungen (Volatilitätsstrategien) finden Straddels, Strangles oder Butterflys ihre 165 Eigene Darstellung i.a.a. Uszczapawski, I. 2008, S. 147, Schmidt, M. 2006, S. 145 und Bauer, G. 2005, S

85 Anwendung Ablauf des Energiehandels am Terminmarkt Zur Abwicklung der Termingeschäfte für Stromprodukte und EU- Emissionsberechtigungen wird das elektronische Handelssystem Eurex verwendet. Ein Handelstag an der Terminbörse gliedert sich in vier Handelsabschnitte. In der Vorhandelsphase können Marktteilnehmer zur Vorbereitung des Haupthandels eine Order (Handelsauftrag) in das Orderbuch eingeben, ändern oder löschen. Das Orderbuch ist in dieser Phase geschlossen (anonym) und es wird, wenn verfügbar, das letzte am Vorhandelstag bekannte beste Geld- (Bid) und/oder Brief- (Ask) Limit pro Futurekontrakt angegeben. 167 Wesentliche Bestandteile einer Order sind Kauf oder Verkauf, das Strominstrument (Base, Peak oder Band), die Leistung in MW und das Preislimit in Euro pro MWh. Die Haupthandelsphase im fortlaufenden Handel beginnt mit einer Eröffnungsauktion. Hier werden die in der Vorhandelsphase eingegangenen Kauf- und Verkaufsgebote gebündelt, bearbeitet und ein objektiver Referenzpreis zum Handelsbeginn ermittelt. Die nicht oder nur teilweise ausgeführten Gebote werden am Ende der Eröffnungsauktion in den fortlaufenden Handel übernommen. Die Marktteilnehmer verhalten sich zu Beginn des fortlaufenden Handels meist abwartend und beobachten die Marktsituation. Aus diesem Grund kommt es in der Eröffnungsphase in der Regel noch nicht zu Geschäftsabschlüssen. 168 Im fortlaufenden Handel werden alle neu eintreffenden Orders sofort auf ihre Ausführbarkeit mit Orders der gegenüberliegenden Seite des Orderbuches verglichen und ggf. ausgeführt. Das Orderbuch ist offen, so dass die Teilnehmer Preislimite und kumulierte Ordervolumina je Limit einsehen können. Im fortlaufenden Handel erfolgt das Ausführen von Orders (matching) nach dem Preis-Zeit-Kriterium. Das Kaufen bzw. Verkaufen von Futurekontrakten wird "Öffnen" einer Position genannt. Das Gegenteil nennt man "Schließen" einer Position. Hierbei wird eine in ihren Eigenschaften genau gegensätzliche Position geöffnet, die offene Position wird somit geschlossen (Glattstellung). 169 In der Nachhandelsphase können Orders für den nachfolgenden Tag eingegeben, geändert oder gelöscht werden. Sie ermöglicht auch die Positions- und Geschäftsverwaltung. Zur Vorbereitung des nachfolgenden Handelstages gibt es die vierte und letzte Phase des Handelstages, die Tagesverarbei- 166 Vgl. Schmidt, M., 2006, S. 152 ff. 167 Vgl. Nießen, S. 2012, S. 6 ff. 168 Vgl. Nießen, S. 2012, S Vgl. EEX 2007, S

86 tung. Hier werden die Sicherheitsanforderungen berechnet, die Berichte werden erstellt, die Daten archiviert, die Positionskonten werden aktualisiert und die Zahlungsströme initiiert. 170 Der Ablauf eines typischen Handelstages wird schematisch in Abbildung 2-21 dargestellt. Abbildung 2-21: Handelsablauf am Terminmarkt der EEX 171 Am Terminmarkt gibt es eine große Anzahl verschiedener ausführbarer Orders. Sie können in drei Gruppen eingeteilt werden. Market Orders werden unverzüglich zum nächstbesten Preis ausgeführt. Sie haben keine Preisbeschränkungen und können als Kaufs- oder Verkaufsorder eingestellt werden. Sie sind auf Futurekontrakte und Optionskontrakte anzuwenden und werden im Auftragsbuch erst dann sichtbar, sobald sie gänzlich ausführbar sind. Limit Orders sind an eine Preisbeschränkung (limit) gebunden. Sie werden nur zum angegeben Limit oder besser ausgeführt. Kaufaufträge werden maximal zum angegebenen Kauflimit und limitierte Verkaufsaufträge werden minimal zum angegebenen Limit ausgeführt. Kauf- und Verkaufsauftrag sind mögliche Ausführungsgegebenheiten. Stop Market Orders können Kauf- oder Verkaufsaufträge in Futureskontrakten mit einer bestimmten Preisangabe (stop limit) sein. Unter- bzw. Überschreiten die Futureskontrakte ihren Verkauf- bzw- Kauf Stop, werden sie automatisch dem Auf- 170 Vgl. Nießen, S. 2012, S Eigene Darstellung i.a.a. EEX 2007, S

87 tragsbuch in der Reihenfolge ihrer Eingaben als Market Orders zugeführt. Die Eingabe von Stop Market Orders besteht nicht für Optionskontrakte. 172 Die Preisfeststellung am Terminmarkt der EEX erfolgt systemseitig am Ende der Eröffnungsphase und während des fortlaufenden Handels für alle beim Terminhandel zugelassenen Instrumente. Der Preis der Eröffnungsphase ergibt sich nach dem Meistausführungsgebot, bei dem das größtmögliche Volumen bei gleichzeitig geringstem Überhang ausgeführt werden kann. Die Aufträge (Kauf und Verkauf) müssen sich in Preis und Auftragsart entsprechend gegenüberstehen. Liegen die Nachfrageüberhänge auf Kaufseite werden sie entsprechend dem höchsten Preislimit festgelegt. Liegen die Überhänge auf Verkaufsseite (Angebotsüberhang) wird der Auktionspreis nach dem niedrigsten Preislimit festgelegt. Im fortlaufenden Handel werden die ins Auftragsbuch eingehenden Orders sofort auf Ausführbarkeit geprüft und ausgeführt, sobald sich zwei ausführbare Aufträge gegenüberstehen. Wenn keine sofortige Preisermittlung erfolgen kann wird der Auftrag mit seinen Beschränkungen ins Auftragsbuch eingestellt und angezeigt. Als Referenzpreis wird der Preis des letzten gleichartigen Geschäftes angesehen. 173 Die Ermittlung der Ausführungspreise bei verschiedenen Orderkombinationen zeigt Tabelle Vgl. EEX 2007, S Vgl. EEX 2007, S. 46 ff. 85

88 Tabelle 2-13: Preisermittlung im fortlaufenden Handel 174 Existierende Order auf der Gegenseite des Orderbuches Market Order Limit Order Market Order und Limit Order Market Order Kauf Referenzpreis niedrigstes Verkaufslimit Referenzpreis oder Verkaufslimit (Minimum) Market Order Verkauf Referenzpreis höchstes Kauflimit Referenzpreis oder Kauflimit (Maximum) Eingehende Order Limit Order Kauf Limit Order Verkauf Referenzpreis oder Kauflimit (Minimum) Referenzpreis oder Verkaufslimit (Maximum) niedrigstes Verkaufslimit höchstes Kauflimit Referenzpreis oder Kauflimit (Minimum) Referenzpreis oder Verkaufslimit (Maximum) Weitere Aspekte zur operativen Abwicklung von Termingeschäften sowie zur Ermittlung der Margins finden sich im Anhang 6.5. Zudem kann in diesem Anhang die preisliche Bewertung von Futurekontrakten tiefer gehend nachvollzogen werden Marktanalyse Auf Grundlage der verfügbaren Marktdaten der EEX wurde die Marktsituation seit 2010 bis Dezember 2012 entsprechend nachgebildet und die vorangegangenen Aussagen mit fundamentalen Daten überprüft. Hierzu wurde die Datengrundlage der EEX (Uni-Vendor) für den Terminmarkt und OTC-Geschäfte sowie Aussagen der Interviewpartner der befragten EVU herangezogen. Terminmarkt Der Terminmarkt unterliegt in seinen Preisverläufen keinen solch extremen Volatilitä- 174 Vgl. EEX 2007, S

89 ten, wie der Spothandel. Abbildung 2-22 zeigt die Preiszeitreihe für das Frontyearprodukt eines Jahresfutures von Anfang 2010 bis Ende Der Preisverlauf der Futureprodukte bewegt sich in Zeiten ruhiger Marktlagen überwiegend innerhalb der Bollinger Bänder 175. Bei hektischen Marktlagen (Fukushima, Finanzkrise) sind deutliche Price Spikes festzustellen. Besonders der GAU des japanischen Kernkraftwerks Fukushima Daiichi ab dem 11. März 2011 verunsicherte alle Märkte weltweit. Der schlagartige Anstieg der gehandelten Futurekontrake in diesem Zeitraum (Faktor 5) lässt auf ein erhöhtes Absicherungsbedürfnis zukünftiger Stromlieferungen bzw. -produktionen der Marktteilnehmer schließen. Die gehandelten Volumen nahmen jedoch mit gleicher Geschwindigkeit, binnen einer Handelswoche wieder annähernd ihr vorheriges Niveau an. Der entstandene Price Spike in dieser Handelswoche wies durchgehend einen ADX (Trendstärkeindikator) im oberen Extrembereich auf. Noch bis zum weißt der Markt deutlich einen überkauften Zustand auf (RSI 176 bei 75 Punkten). Die Volatilität in diesem Zeitraum beschreibt eindeutig die Unsicherheit. Im Zeitraum vom bis zum lag sie durchgehend bei Werten über eins (Maximum am bei 2,4). Die Verunsicherungen an den Finanzmärkten auf Grund der einsetzenden Staatsschuldenkrise im Euroraum wirkte sich auch auf die Energiemärkte aus. Am erreichten die gehandelten Volumen in Futurekontrakten des Frontyears mit MWh ein gleich hohes Niveau wie später die Volumen nach dem GAU in Fukushima. Ein kontinuierlicher Anstieg der gehandelten Volumen ist seit April 2010 festzustellen. Die Verunsicherung ergreift langsam den ganzen Markt. In gleichem Zeitraum ist auch ein ausgeprägter Price Spike festzustellen. Dieser Trend ist erheblich nachhaltiger als der eher kurzzeitige Preisschock nach Fukushima. Die Preise und Volumen erreichten erst Anfang Oktober 2010 wieder annähernd das Niveau von vor Mai Bei beiden Ereignissen ist ein längeres Verharren der Kurse auf einem höheren Preisniveau für eine gewisse Zeit nach dem Ereignis festzustellen. Danach tendieren die Preise jedoch wieder in Richtung des Ausgangsniveaus. Dies kann u.u. durch den Mean-Reverting-Prozess begründet werden. Die genannten Faktoren sind aber nicht als alleinige Einflussfaktoren auf den Strompreis anzusehen. Die Preise unterliegen immer einer Kombination aus verschiedensten, ggf. in Wechselwirkung zueinander stehenden Einflussfaktoren. 175 Bollinger Bänder werden zur Messung der Markt Volatilität herangezogen 176 Der Relative Strength Index setzt den gleitenden Mittelwert von Auf- und Abwärtsbewegungen eines Wertpapiers über eine Zeitperiode ins Verhältnis. Er gehört zu den Indikatoren der technischen Aktienanalyse. 87

90 Der Futuremarkt ist zu fast jeder Handelszeit durch intensive, sich abwechselnde Hausse- oder Baisse-Phasen geprägt. Abbildung 2-22: Futurepreisentwicklung für das Frontyear 177 Nicht an jedem Handelstag bestehen zu den Kontraktpreisen korrespondierende Handelsvolumen. Die Preisbildung erfolgt täglich, auch ohne tatsächliche Handelsumsätze. Ist die Preisfeststellung für Spot- oder Terminpreise nach den oben beschriebenen definierten Verfahren nicht möglich (z.b. weil keine Preise vorhanden sind), kann die Geschäftsleitung der EEX das Chefhändlerverfahren zur Feststellung der Abrechnungspreise einsetzen. Grundsätzlich ist jeder Börsenteilnehmer (vertreten durch einen Börsenhändler = Chefhändler) berechtigt an diesem Verfahren teilzunehmen. Über ein von der Börse bereitgestelltes standardisiertes Formular können die Teilnehmer einen Marktpreis, den sie theoretisch gewillt wären zu zahlen, für den jeweiligen Kontrakt eintragen. Mit den eingegangenen Einschätzungen der Marktpreise (Indikationen) bestimmt die EEX über ein arithmetisches Mittel die Abrechnungspreise. 178 Seit 2004 ist eine kontinuierlich gestiegene Liquidität der Spotmärkte 179 und eine seit 2010 abnehmende Liquidität der Terminmärkte festzustellen. Man kann durch Abbildung 2-23 darauf schließen, dass der Terminmarkt immer mehr an Bedeutung verlieren wird und die Tendenzen der Marktteilnehmer immer mehr zu Spotgeschäften tendieren werden. Die Marktteilnehmer sind vorsichtig, langfristige Positionen einzu- 177 Eigene Berechnungen nach EPEX Vgl. EEX 2012b, S Vgl. Holler, J., Haberfellner, M. 2006, S. 16 ff. 88

91 planen" 180 ) Auch gewinnt der kurzfristige Handel, durch den wachsenden Anteil von Strom aus erneuerbaren Energie Systemen, an Relevanz. 181 Die Volumina am Spotmarkt der EEX haben sich im ersten Halbjahr 2012 gegenüber dem Vorjahr um 11 Prozent erhöht. Im gleichen Zeitraum fiel das Volumen des Terminmarktes um 22 Prozent. Die beschriebene Situation wird in Abbildung 2-23 dargestellt. Abbildung 2-23: Entwicklung der Handelsvolumen 182 Abbildung 2-24 zeigt die unterschiedliche Preisstruktur von Base-, Peak- und Off- Peak Phelix-Futurekontrakten. Peak-Produkte weisen die höchsten Preise für den Betrachtungszeitraum auf, Off-Peak-Produkte die niedrigsten Preisstrukturen. Dies kann durch die unterschiedlichen Nachfragesituationen begründet werden. 180 Vgl. stefanschroeter.com 181 Vgl. iwr.de 182 Eigene Berechnungen nach EPEX

92 Abbildung 2-24: Futurepreise Base, Peak und Off-Peak 183 Der Handel mit Phelix-Off-Peak-Futures begann an der EEX erst am , mit dem Anspruch einer besseren Strukturierung der Portfolios der Handelsteilnehmer zu ermöglichen. 184 Basekontrakte werden aktiver gehandelt als Peak-, oder Off-Peak-Produkte. In Abbildung 2-25 werden die drei Produktarten für das Folgejahr aufgezeigt und miteinander verglichen. Der Basekontrakt weist im Vergleich ein überproportional großes Handelsvolumen auf. Diese Aussage bestärkt den Charakter von Terminmärkten. Diese zielen eindeutig auf die langfristige Preisabsicherung bei sicheren Vertragsverhältnissen (Grundlastlieferung) ab. Die eigentliche Peaklastbeschaffung findet über die Spotmärkte statt. 183 Eigene Berechnungen nach EPEX Vgl. eex.com 90

93 Abbildung 2-25: Liquidität von Base-, Peak- und Off-Peak-Kontrakten 185 Auf Grund der Preisstruktur von Futurekontrakten werden Futures mit einem weiter in der Zukunft liegenden Erfüllungszeitpunkt teurer gehandelt als solche, deren Erfüllung näher am heutigen Handelstag liegt. Die beschrieben Preisbildungsmechanismen von Futurekontrakten können dieses Verhalten erklären. Ein Kontakt, der weiter in der Zukunft erfüllt wird, birgt ein größeres Erfüllungsrisiko. Dieses Risiko wird in den Kontraktpreis eingepreist. Abbildung 2-26 stellt diese Zusammenhänge grafisch dar. Abbildung 2-26: Abnehmende Preisintensität von Jahresfutures zum Ausübungsjahr 186 Die Aussagen von Eller, R. 187, dass die Produkte mit der kürzesten Fristigkeit am liquidesten gehandelt werden, konnte durch Abbildung 2-27 bestätigt werden. Im 185 Eigene Berechnungen nach EPEX Eigene Berechnungen nach EPEX Vgl. Eller, R. 2010, S. 274 ff. 91

94 Jahr 2010 besitzt der Jahresfuture für 2011 die höchste Liquidität, der Kontrakt für 2016 die geringste. Abbildung 2-27: Zunehmende Liquidität von Jahresfutures zum Ausübungsjahr 188 Die enge Beziehung zwischen Kassa- und Terminmarkt führt zu der Eigenschaft, dass Futures- und Kassapreise sich immer zum Zeitpunkt der Fälligkeit eines Futures-Kontraktes angleichen (siehe Abbildung 2-28). Future und Underlying sind bei Erfüllung des Terminkontraktes gleichwertig und müssen deshalb denselben Preis haben. Abbildung 2-28: Angleich eines Futurepreises an den Spotpreis zum Fälligkeitstermin 189 Andere terminpreisbeeinflussende Faktoren Die deutsche (und europäische) Energieerzeugungslandschaft ist von fossilen, CO2-188 Eigene Berechnungen nach EPEX Eigene Berechnungen nach EPEX

95 emittierenden Primärenergieträgern wie Braunkohle, Steinkohle, Erdgas und Erdöl geprägt. Dies bringt enge Wechselbeziehungen zwischen den Großhandelsmärkten für Strom, Gas, Kohle, Öl und Verschmutzungsrechten mit sich sowie auf den einzelnen Teilmärkten untereinander. 190 Der Zusammenhang zwischen dem Kohleterminmarkt und dem Stromterminmarkt für Baseload-Produkte weißt einen großen linearen Zusammenhang auf. Während des betreffenden Zeitraums wurden nur über einen Monat hinweg negative Korrelationen festgestellt, die restliche Zeit verläuft der Koeffizient durchgehend im positiven Bereich. Häufig werden sogar Werte von +1,0 erreicht. Die Korrelation der Preiszeitreihen von EEX Base-Futures und CO2- Emissionszertifikaten ist nur bedingt Aussagekräftig. Der Korrelationskoeffizient verläuft zwar überwiegend im positiven Bereich, hier dann auch in der Nähe von + 1,0, wird aber immer wieder durch längere Zeiten negativer Korrelation (meist um den Wert von - 0,5) abgelöst. Die Korrelation der Preiszeitreihen von EEX Peakload-Futures und ICE-Gaspreisen für das Frontyear ist wenig Aussagekräftig. Der Korrelationskoeffizient verläuft zwar überwiegend im positiven Bereich, wird aber immer wieder durch Zeiten negativer Korrelation (meist um den Wert von -0,5 bis -1,0) geschnitten. Eine positive Korrelation kann nicht als gegeben angesehen werden. Die Korrelation von EEX Strom-Peak-Terminpreisen ist bei Gasterminmarktgeschäften des niederländischen Gashandels-Hub TTF als positiv zu betrachten. Nach Eliminierung des negativen Extremwertes bewegt sich der Koeffizient überwiegend im positiven Bereich in der Nähe bzw. über Werten von +0,5 mit relativ vielen Zeiten bei +1,0. Lange positive Phasen werden nur kurzzeitig von negativen "Ausreißern" abgelöst. Für den Terminmarkt konnten keine Zusammenhänge mit der Einspeisung aus volatilen erneuerbaren Energiequellen festgestellt werden. OTC-Märkte Der OTC-Handel erlitt durch die Enron-Krise und den dadurch bedingten Rückzug vieler (vorrangig amerikanischer) Energiehändler einen empfindlichen Rückschlag. Es wird davon ausgegangen, dass der OTC-Handel erst wieder in 2004 zu seiner alten Form zurückfand und auch ab diesem Jahr erst für repräsentative Aussagen herangezogen werden kann. Da lediglich die über die Börse geclearten Handelsvo- 190 Vgl. Dudenhausen, Ellwanger, Grude, Schwerm 2012, S. 1 93

96 lumen bekannt sind, ist eine Ermittlung der tatsächlichen OTC-Handelsmengen schwierig. Über den regulären EEX-Handel (1.319 TWh, davon 154 TWh am Spotund TWh am Terminmarkt) und das interne EEX-OTC-Geschäft, also ohne Telefon- und bilateralen Handel (2.705 TWh), wurde 2008 schätzungsweise das achtfache Volumen des physischen Absatzes gehandelt (ca TWh). 191 Die gehandelten OTC-Volumen werden zusätzlich auf das doppelte dieser Volumen geschätzt. 192 Abbildung 2-29 zeigt das Stromhandelsvolumen in Kontinentaleuropa. Das kontinuierlich steigende Handelsvolumen kann als gutes Zeichen für Marktreife gewertet werden. Abbildung 2-29: Handelsvolumen in Kontinentaleuropa 193 Zur Untersuchung des Preisniveaus von OTC-Spothandelspreisen wurden die Preiszeitreihen des OTC-Brokers "Spectron" als repräsentativ angesehen und für die Auswertungen herangezogen. Aus Abbildung 2-30 wird deutlich ersichtlich, dass Börsen- und OTC-Spotpreise auf gleichem Niveau verlaufen und sich nur selten deutlich voneinander unterscheiden. Wären eklatante Preisunterschiede zwischen Börsen- und OTC-Preisen dauerhaft vorhanden, würden diese durch die Marktteilnehmer Kosteneffizient ausgenutzt werden (Arbitrage). 191 Vgl. RWE Supply & Trading GmbH 2009, S Vgl. Spicker, J. 2010, S. 117 ff. 193 Vgl. RWE Supply & Trading GmbH 2009, S. 2 94

97 Abbildung 2-30: Vergleich der Preise Spot-Börse und Spot-OTC 194 Der für Abbildung 2-30 dargestellt Zusammenhang lässt sich auch für den Zusammenhang zwischen Terminpreisen an der EEX und OTC Terminpreisen aufrechterhalten. Die positive Korrelation ist hier noch deutlicher festzustellen. Die Datengrundlage für OTC-Preise lieferte der OTC-Broker "Spectron". Siehe hierzu Abbildung Abbildung 2-31: Vergleich der Futurepreise Börse und OTC 195 Zusammenhänge mit anderen Märkten und Einflussfaktoren Im Folgenden soll der Zusammenhang zwischen Spotpreisen und Terminpreisen an der EEX dargestellt werden. Abbildung 2-32 zeigt diesen Zusammenhang in graphi- 194 Eigene Berechnungen nach EPEX Eigene Berechnungen nach EPEX

98 scher Form. Abbildung 2-32: Zusammenhang von Spot- und Terminpreisen 196 Die Abbildung stellt den täglichen am Spotmarkt erhobenen Phelix für Baseloadprodukte (roter Chart) und den jeweiligen Baseload-Future für den Folgemonat (blauer Chart) über den Zeitraum von einem Jahr dar. Gleiche Trendbewegungen sind festzustellen. Eine naheliegende Erklärung des Zusammenhangs ist der Preisfindungsprozess von Terminprodukten. Der Spotpreis fließt täglich in die Berechnung von Terminmarktkursen ein, ist also integraler Bestandteil von Terminpreisen Neue Vermarktungsoptionen OTC/Terminmarkt In den beiden folgenden Abschnitten werden zum einen neue Vermarktungsoptionen/Plattformen vorgestellt sowie die Vermarktbarkeit von FEE an den Terminmärkten diskutiert Neue Vermarktungsoptionen dezentraler Erzeugerverbünde Bereits am realisierte die citiworks AG ein nicht-kommerzielles Kooperationsprojekt gemeinsam mit der 24sieben GmbH und der Enordia GmbH, einen Online-Marktplatz ( Diese Plattform steht allen Marktteilnehmern, die ihr kurzfristiges Angebot und ihren kurzfristigen Bedarf an Strom und Gas und deren zusätzliche Informationen annoncieren möchten, offen. Über den direkten Kontakt mit anderen Handelsteilnehmern können Geschäfte innerhalb eines Tages oder für die folgenden Tage abgeschlossen werden. Es wird nur ein Internetzugang und ein internetfähiger Computer mit einem Browser benötigt. 196 Eigene Berechnungen nach EPEX

99 Vorteile sind beispielsweise der Ausgleich von Prognoseabweichungen der Lastprognosen oder Bilanzabweichungen 197, den Kraftwerkseinsatz zu optimieren, eine Verringerung des Ausgleichsenergiebedarfs oder günstige Kraftwerksreserven zu beziehen. 198 Es existieren keine Transaktionsentgelte. Die Nutzung des Intraday- Marktes kostet eine einmalige Aufnahmegebühr von Euro und eine monatliche Nutzungspauschale von 100 Euro. Die Plattform startete ihren Betrieb in 2002 mit 35 Nutzern und konnte am Marktteilnehmer am Handel partizipieren lassen. 199 Es ist jedoch von einer fehlenden Liquidität dieser Plattform auf Grund relativ weniger Handelsteilnehmer und den verhältnismäßig geringen Transaktionsvolumen auszugehen. Passende Handelspartner mit konträren Vorstellungen zu finden könnte sich schwierig gestalten. Die steigende Zahl der Teilnehmer und der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien lässt aber auf einen wachsenden Nutzen dieser (oder ähnlicher Plattformen) schließen. Ein erhöhter Nutzen könnte ihr durch ihre verhältnismäßig geringen Teilnahmegebühren und ihre Offenheit allen Handelsteilnehmern gegenüber (auch kleinen) zukommen. Seit Mitte 2011 verfolgt die EEX zusammen mit der französischen EPEX ein Konzept Ökostrom in einem eigenen Segment handelbar zu machen. 200 Ökostrom soll so einen börslich handelbaren Wert erhalten und jeder Käufer könnte entscheiden, in welchem Umfang Ökostrom zu seinem persönlichen Energiemix gehört. 201 Um die Lücke zwischen der Day-Ahead-Auktion am Strom-Spotmarkt und den Wochen-Futures am Terminmarkt zu schließen, stimmte der Börsenrat einer Erweiterung der Produktpalette um Tages- und Wochenend-Futures für Base- und Peakload für die Regionen Deutschland und Österreich zu. Der börsliche Handel soll mittels garantierter Herkunftsnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien abgewickelt werden. Alle Zertifikate sollen eine europaweite Gültigkeit haben, ohne dass der Lieferzeitraum länger als ein Jahr von der Produktion entfernt ist. Zitat Peter Heydecker, Vorsitzender des EEX-Börsenrats: "Grünstromzertifikate sind der richtige Schritt, den Wert erneuerbarer Energien börslich handelbar zu machen, [...] ohne die Liquidität in den Märkten zu splitten." 202 Die EEX behält sich das Recht vor, sich an Neuerungen auf Grund des dynamischen, wenig standardisierten Marktes regelmäßig anzupassen. Nach Stand November 2012 sollen drei Produkte angeboten werden: Wasserkraft aus Skandinavien (Schweden, Norwegen und Finnland) mit einem Herkunftsnachweis nur für un- 197 Vgl. power2energy.eu 198 Vgl. strom-magazin.de 199 Vgl. power2energy.eu 200 Vgl. iwr.de 201 Vgl. exaa.at 202 Vgl iwr.de 97

100 geförderte Anlagen. Wasserkraft aus dem Alpenraum (Österreich, Deutschland und Schweiz) mit einem Herkunftsnachweis nur für ungeförderte Anlagen und Wind aus dem Nordseeraum (Belgien, Dänemark, Deutschland und Niederlande) mit einem Herkunftsnachweis auch für geförderte Anlagen Zur Terminvermarktbarkeit von fee-anlagen Nachdem vorstehend die wesentlichen Grundlagen der Terminvermarktung erläutert wurden, stellt sich im Kontext dieser Studie auch die Frage inwiefern neben den klassischen Erzeugern und regelbaren Erneuerbaren Energien auch die fluktuierenden Erneuerbaren Energien terminlich vermarktbar sind. 204 Der Leistungskredit 205 von fee-anlagen wird als sehr gering eingeschätzt. Ketterer 206 geht nach einer Auswertung mehrerer Quellen von einem Leistungskredit für Onshore-Windenergieanlagen in Deutschland von 6 % der installierten Leistung aus. Ackermann et al. 207 sehen aus einer konservativen Sicht einen Leistungskredit von 0 % für PV in Deutschland (sowie innerhalb der EU) als angemessen an. 208 In den Zeiten mit sehr hoher Last kann also nicht davon ausgegangen werden, dass fee- Anlagen Strom erzeugen und somit einen Teil regelbarer Kraftwerksleistung verzichtbar machen. Demnach bietet selbst ein großes Anlagenportfolio an Windanlagen ein sehr geringes Potenzial für eine langfristige Vermarktung des Windstroms in Form einer Bandlieferung, die zum Lieferzeitpunkt auch physisch zu hoher Wahrscheinlichkeit aus der dargebotsabhängigen Erzeugung besteht. Für PV-Anlagen hingegen ist eine Bandlieferung aufgrund der Nachtstunden ohne ergänzende Erzeugungs- oder Speicherkomponenten unmöglich, was nur eine Teilmenge der Terminprodukte überhaupt sinnvoll macht Vgl. Mann, M. 2012, S Hierzu wurden die Kenntnisse und Arbeiten aus IZES 2013b herangezogen. 205 Unter dem Leistungskredit von fee-anlagen wird allgemein deren Beitrag zur erforderlichen bzw. angemessenen Erzeugungskapazität innerhalb eines Elektrizitätsversorgungssystems verstanden. Zur Quantifizierung des Leistungskredits verschiedener Technologien existieren mehrere Methoden (Amelin 2009). 206 Vgl. Ketterer 2012, S Vgl. Ackermann et al.2013, S. 122 f. 208 Gleichzeitig betonen sie jedoch auch, dass dieser deutlich über diesem Wert liegen kann, falls hohe Lastsituationen verstärkt in Zeiten hoher Sonneneinstrahlung fallen (Ackermann et al. 2013, S. 127). 209 Neben einer reinen Bandlieferung sind viele weitere Terminprodukte denkbar. Zur besseren Veranschaulichung der systematischen Benachteiligung der fee hinsichtlich einer Terminvermarktung wird jedoch nur die reine Bandlieferung betrachtet. 98

101 Ein Bandprodukt auf der Basis von fee-anlagen ist nur durch eine Kombination mit regelbaren konventionellen Kraftwerken und/oder Speichern vorstellbar. 210 Die Kosten für ein solches Produkt ergeben sich aus den Stromgestehungskosten der fee- Anlagen, den Kosten für die Stromerzeugung aus konventionellen Anlagen während der Zeit ohne fee-erzeugung sowie ggf. den Kosten für die Einspeicherung von fee- Strom in Zeiten, in denen diese über der Bandlieferung liegen bzw. der Ausspeicherung bei einer Unterdeckung. Vereinzelt gibt es bereits Beispiele für die Terminvermarktung der Stromerzeugung eines Kraftwerkparks, der teilweise aus Windenergieanlagen besteht. Konkurrenzfähig werden solche Produkte allerdings primär durch die Befreiung von der EEG-Umlage und der Ökosteuer (sowie ggf. weitere Steuern und Abgaben 211 ). Grundsätzlich ist die Einbindung von fee-strom in ein Terminprodukt auf zwei Arten denkbar. 1. Direkt (Option 1): Der verfügbare fee-strom aus eigenen Anlagen wird in jedem Fall maximal möglich für die physische Glattstellung des Terminprodukts direkt genutzt. Die Residuallast wird durch sonstige Kraftwerke und Speicher erbracht, welche entweder direkt im Kraftwerksportfolio des Anbieters vorhanden sind, oder über kurzfristige Märkte dazugekauft werden. 2. Indirekt (Option 2): Die physische Glattstellung wird primär durch vorhandene konventionelle Kraftwerke des Anbieters geleistet. Der preissenkende Effekt von fee-strom wird indirekt in Zeiten hoher Einspeisung und geringer Last ausgenutzt, indem man sich zu einem niedrigen Preis unterhalb der Grenzkosten des eigenen Kraftwerksportfolios auf den kurzfristigen Märkten eindeckt und die Stromerzeugung der eigenen Kraftwerke reduziert. Der Hauptunterschied der beiden Möglichkeiten liegt in dem zusätzlichen Risiko der Option 1 im Vergleich zu Option 2. Der Anbieter eines Terminproduktes nach Option 1 kann keinen Einfluss auf seine fee-erzeugung nehmen, trägt daher die Risiken der Dargebotsabhängigkeit: 212 Es kann nicht genau vorhergesagt werden, wie hoch die fee-stromerzeugung während des Zeitraums des Liefervertrags tatsächlich ist. Der Anbieter trägt 210 Prinzipiell ließen sich fee-anlagen auch im Verbund mit regelbaren Bioenergieanlagen terminlich vermarkten. In diesem Exkurs soll allerdings ein Kostenvergleich mit einem konventionellen Terminprodukt im Vordergrund stehen. Aufgrund der vergleichsweise hohen Grenzkosten von Bioenergieanlagen wäre ein derart ausgestaltetes, reines EE-Produkt unter wirtschaftlichen Aspekten nicht abbildbar und wird in diesem Zusammenhang nicht weiter berücksichtigt. 211 Vgl. Asseln Sonstige politische Risiken, wie das Außerkraftsetzen bestimmter Ausnahmeregelungen für die Direktvermarktung von fee- Stromerzeugung werden hier nicht berücksichtigt. 99

102 daher ein hohes Mengenrisiko. 213 Es kann nicht vorhergesagt werden, ob der fee-strom in Zeiten mit einem hohen Spotmarktpreis anfällt oder nicht. Dies ist von Bedeutung, da der Spotmarktpreis den Referenzpreis für die Preisfindung klassischer Terminprodukte (des Typs 2) darstellt (d.h. für den Anbieter der Option 2 bildet der Spotmarktpreis die Opportunitätskosten ab, aufgrund derer er eine make-or-buy - Entscheidung trifft). Die Dargebotsabhängigkeit der fee bedeutet gleichzeitig, dass nicht vorhergesagt werden kann, welche Mengen zu welchem Preis für die Deckung der Residuallast (Bandlieferung minus fee-einspeisung minus eigene Kraftwerke) an den kurzfristigen Märkten eingekauft werden bzw. durch eigene regelbare Kraftwerke erzeugt werden muss. Letztendlich entscheidet der Preis für ein Terminmarktprodukt nach Option 1 oder Option 2, welches Produkt nachgefragt bzw. überhaupt erst angeboten oder aus dem Markt gedrängt wird. Da sich die fee-anlagen im Besitz eines Anbieters der Option 1 befinden, hat dieser die Möglichkeit, den dargebotsabhängigen Strom direkt zur physischen Glattstellung zu nutzen und von den Grenzkosten der Stromerzeugung nahe null zu profitieren. Dieser Vorteil muss größer sein als der Vorteil für Anbieter 2, dessen Kraftwerksportfolio zwar die höheren Grenzkosten im Vergleich zu den fee-anlagen aufweisen, aber aufgrund der Steuerbarkeit seiner Anlagen keinem oder nur einem sehr geringen Mengenrisiko ausgesetzt ist. Zudem kann er sich je nach Preis auf den kurzfristigen Märkten durch eine make-or-buy-entscheidung optimieren und indirekt von dem dort veräußerten fee-strom profitieren (siehe Abbildung 2-33). Gleichzeitig darf der Nachteil von Option 1, sich in Zeiten ohne fee-stromerzeugung (Mengenrisiko) an den Großhandelsmärkten einzukaufen und dort stets einem hohen Preisrisiko ausgesetzt zu sein, nicht größer sein, als der Vorteil des direkten Zugriffs auf die günstige fee-stromerzeugung. Ob der Preis für ein Terminprodukt nach Option 1 niedriger liegt als der von Option 2, hängt ab: von der Differenz zwischen den Grenzkosten der Stromerzeugung aus fee und aus konventionellen Kraftwerken. Je höher die Menge der Stromerzeugung aus fee bzw. je höher die variablen Kosten (größtenteils Brennstoffkosten und CO2-Preise) der konventionellen, desto stärker können die Anbieter einer Option 1 von der Differenz profitieren. vom Preis- und Risikoaufschlag des Anbieters einer Option 1 auf ihr Terminprodukt aufgrund der Unsicherheit zum einen über die Menge über den in Option 1 notwendigen, selbst erzeugten Stroms (Preis ist bis zu einem gewissen Maß bekannt) und zum anderen über die Menge und den Preis des kurzfristig 213 Perspektivisch ist aufgrund der unmittelbaren Wetterabhängigkeit der fee-stromerzeugung eine stärkere Absicherung mittels Wetterderivaten denkbar. 100

103 gekauften Residualstroms (hier sind Menge und Preis größtenteils unbekannt). vom Merit-Order-Effekt auf den kurzfristigen Märkten, von dem der Anbieter eines Terminprodukts der Option 2 profitieren kann und dies in seinen Angebotspreis mit einkalkulieren wird. Je höher der Merit-Order-Effekt, desto stärker kann ein Anbieter der Option 2 davon profitieren. Ein Anbieter der Option 1 kann im Gegensatz dazu nicht vom Merit-Order-Effekt profitieren, da er tendenziell dann seinen Residualstrom von den Kurzfristmärkten kaufen muss, wenn die allgemeine fee-stromerzeugung sehr niedrig ausfällt (siehe Abbildung 2-33). Überwiegt der Vorteil der sehr niedrigen Stromerzeugungsgrenzkosten der fee nicht deutlich die genannten Nachteile, wird bei gleichen Risikopräferenzen der unterschiedlichen Anbieter das Terminprodukt nach Option 1 von Option 2 aus dem Markt gedrängt. Option 2 Option 1 Strompreis am Spotmarkt Phase hoher Strompreise Grenzkosten konventionelles KW Betrieb eigenes Kraftwerk Phase niedriger Strompreise durch geringe Nachfrage und/oder hoher FEE- Einspeisung (Merit-Order-Effekt) make-or-buy -Rente Eigenes Kraftwerk bleibt aus, Zukauf am Spotmarkt Strompreis am Spotmarkt Viel Sonne / Wind Grenzkosten FEE-Anlage Einsatz des FEE-Stroms für die physische Erfüllung Wenig Sonne / Wind Kaum FEE-Strom, Zukauf am Spotmarkt Wetterbedingungen für FEE-Erzeugung Der Anbieter einer Option 2 setzt in Phasen hoher Strompreise, die über den Grenzkosten seines eigenen Kraftwerks liegen, dieses ein. Der Anbieter einer Option 2 kann von günstigen Strompreisen profitieren, die auch aufgrund des Merit-Order-Effektes auftreten. Der Anbieter der Option 1 kann nicht von günstigen Strompreisen an den Kurzfristmärkten aufgrund des Merit-Order-Effekts profitieren, da die FEE-Erzeugung tendenziell zeitgleich erfolgt. Der Anbieter der Option 1 ist zum Zukauf an den Kurzfristmärkten gezwungen, wenn keine FEE-Erzeugung vorliegt, d.h. auch kein preissenkender Effekt auftritt. Abbildung 2-33: Beschaffung auf den Kurzfristmärkten 214 Es lässt sich festhalten, dass Betreiber von fee-anlagen im Gegensatz zu Betreibern konventioneller Anlagen nicht vom Merit-Order-Effekt auf den Kurzfristmärkten profitieren können. Ein Grund hierfür ist, dass die gesamte, technologiespezifische fee- Erzeugung tendenziell zu ähnlichen Zeiten anfällt. fee-anlagen erfahren demnach einen systematischen Nachteil in der Terminvermarktung ihrer Stromerzeugung. Die Strombörse EEX plant nach eigenen Angaben einen Terminkontrakt für die sonnenreichen Mittags- und frühen Nachmittagsstunden (10-16 Uhr) einzuführen Vgl. IZES 2013b 215 Vgl. EEX

104 Dies ist als Reaktion auf die preissenkenden Effekte der PV-Einspeisung zu interpretieren. Der sogenannte Sonnen-Future soll als Absicherungsprodukt gegen das Risiko auf Preis und Erzeugung dienen, ausgelöst durch den Verkauf von PV-Strom auf den kurzfristigen Märkten. Ein solches Produkt entspricht dem klassischen Ansatz nach dem Modell der Option 2, also für die Risikoabsicherung eines klassischen Produkts gegen den Merit-Order-Effekt. Dieser Marktreaktion zufolge wird nach derzeitigem Stand Option 2 der Option 1 vorgezogen. Der Sonnenfuture kann auf der einen Seite flexiblen konventionellen Kraftwerken dazu dienen, die Stunden mit relativ hohen Preisen zwischen peak-zeiten und Sonnenfuture-Zeiten auszunutzen, indem sie Peak-Produkte kaufen und Sonnenfuture verkaufen. Auf der anderen Seite könnte aufgrund des definierten Zeitraums von Uhr eine Terminvermarktung von PV-Strom perspektivisch ermöglicht werden. Ob zukünftig Option 1 die wirtschaftlich attraktivere werden kann, hängt von den beschriebenen Faktoren ab. Aufgrund der massiven Mengen- und Preisrisiken sowie der beschriebenen systematischen Benachteiligung muss dies jedoch selbst vor dem Hintergrund der stetig steigenden Erzeugung aus fee-anlagen deutlich in Frage gestellt werden. 2.3 Regelenergiemärkte Spezielle Betrachtung der Erneuerbaren Energien Die Teilnahme von Erneuerbaren Energien an den Regelenergiemärkten ist bereits heute möglich. So können Biogas-BHKW und Wasser-Speicherkraftwerke an den jeweiligen Ausschreibungen teilnehmen. Diese Anlagen können, bedingt durch die Speichermöglichkeit ihrer Energieträger, die Anforderungen bezüglich der zeitlichen Verfügbarkeit erfüllen. Auch eine ausreichende Leistungsänderungsgeschwindigkeit ist in der Regel, abhängig von der Schnelligkeit der Kommunikation mit der Anlage und der Anlagenbauart, gegeben. Bei volatilen Erzeugern wie Windkraft- und Photovoltaikanlagen ist, bedingt durch die dargebotsabhängige Erzeugung, die Zusicherbarkeit der benötigten Leistung zeitlich nur sehr kurzfristig gegeben, weshalb sie bisher für die Bereitstellung von Regelenergie nicht in Frage kommen. In der Folge ist auch die Nachweisbarkeit der Leistungserbringung problematisch. Bei der Abschaltung einer Windkraftanlage kann bei einer bestimmten Vorlaufzeit beispielsweise nur prognostiziert werden, mit welcher Leistung diese in der Zeit eines Abrufes theoretisch gelaufen wäre. Dies führt zum einen zu Problemen bei der Leistungserbringung, da die zugesicherte Leistung gegebenenfalls nicht bereitgestellt werden kann, zum anderen bildet dies ein Problem bei der Abrechnung der Leistungserbringung über den Arbeitspreis und auch den Leistungspreis, da je nach Prognosefehler eine zu hohe oder zu niedrige Vergü- 102

105 tung gezahlt werden kann. Aktuell wird im Rahmen eines Forschungsprojektes des Fraunhofer IWES untersucht, wie der gesamte Regelleistungsmarkt angepasst werden müsste, um Windkraftanlagen und eventuell Photovoltaikanlagen eine Teilnahme an diesem zu ermöglichen. 216 Eine Möglichkeit könnte dabei die Einführung eines deutlich kürzeren Zeitraums zwischen Ausschreibung und Erfüllung bieten. Dazu wäre eine tägliche Ausschreibung denkbar, wodurch Prognoseunsicherheiten der fee deutlich reduziert werden können Primärregelung Die Primärregelleistung stellt in der zeitlichen Abfolge der drei Regelleistungsarten das erste Element der Frequenzhaltung auf Übertragungsnetzebene dar. Die Primärregelleistung ist dafür vorgesehen, ab einem bestimmten Schwellenwert eingreifend tätig zu werden. Sie dient dazu, Frequenzabweichungen abzufangen und auf diese Weise die Qualität des Stromnetzes vor weiteren Einbußen zu schützen. Die Primärregelleistung ist zentraler Bestandteil der gesamten Regelleistung im europäischen Verbundnetz. Dieses Netz zur Übertragung von elektrischer Energie wird im europäischen Raum durch den Verbund European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) organisiert und vernetzt die Übertragungsnetzbetreiber der 34 Länder, auf die sich die ENTSO-E ausdehnt. 217 Abweichend von der Sekundär- und Minutenreserve wird die Primärregelleistung durch alle Teilnehmer im Verbund gemeinsam bereitgestellt (Solidaritätsprinzip). Spezielle Betrachtung der Erneuerbaren Energien In Zukunft ist es unumgänglich, dass auch durch Erneuerbaren Energien Systemdienstleistungen angeboten werden. Mit Blick auf die Systemdienstleistung der Primärregelung müssen jedoch die technischen Anforderungen an die Regelungstechnik in der Stromerzeugungsanlage eingehalten werden. Innerhalb von 10 mhz Abweichung (plus 10 mhz Messfehler) muss die Anlage in der Lage sein, ihre Leistung entsprechend anzupassen 218. Bei EE-Anlagen könnte diese Dienstleistung durch Gasturbinen mit Bioerdgas oder Biomassekraftwerke in Zukunft bereitgestellt werden. Diese Anlagen können, bedingt durch die Speichermöglichkeit ihrer Energie- 216 Presseinformation: Regelenergie durch Windenergieanlagen ; Fraunhofer IWES; Vgl. ENTSO-E Vgl. VDN

106 träger, die Anforderungen bezüglich der zeitlichen Verfügbarkeit erfüllen. Tiefer gehende Erläuterungen und Bewertungen zum Primärregelleistungsmarkt finden sich im Anhang unter Kapitel Als Ergebnis kann dabei für den Teil der Ausschreibungsanalyse festgehalten werden, dass sich der Primärregelleistungsmarkt weitgehend unabhängig reguliert. Festzuhalten ist weiterhin, dass die Schwankungen im Jahresverlauf (Sommer/ Winter) mit den Schwankungen der Angebotspreise zur Primärregelleistung übereinstimmen. Ein starker Zusammenhang der Angebotspreise der Primärregelleistung mit der allgemeinen Strompreisentwicklung ist nicht erkennbar. Für die Anbieter von Primärregelleistung verringern ein geringeres Marktvolumen sowie ein geringerer Bedarf aber erhöhte Abrufzeiten die Attraktivität. Auch der Ausschreibungszeitraum und die technischen Anforderungen machen die Teilnahme möglicher Anbieter mit virtuellen Kraftwerken komplexer. Einzelanbieter oder virtuelle Kraftwerke mit Bioerdgasturbinen und Biomassekraftwerke könnten den Primärregelleistungsmarkt aber in Zukunft erschließen Sekundärregelung Die Sekundärregelleistung stellt in der zeitlichen Abfolge der drei Regelleistungsarten das zweite Instrument der Frequenzhaltung auf Übertragungsnetzebene dar. Nach dem kurzfristigen Ausregeln der Frequenz durch die Primärregelleistung übernimmt die Sekundärregelleistung bei Bedarf die Lastabweichung und gleicht somit das Lastungleichgewicht wieder aus. Bei weiterem Bedarf übernimmt die Minutenreserve die Leistungsbereitstellung. 219 Der Sekundärregelleistungsmarkt ist ein Kapazitätsmarkt, bei dem in erster Instanz vorgehaltene Leistung mit der Möglichkeit auf eine tatsächliche Erbringung vermarktet wird. Die Deckung der von den Übertragungsnetzbetreibern benötigten Leistung erfolgt über eine Auktion, bei der die Teilnehmer des Sekundärregelleistungsmarktes Angebote für ihre Anlagen bzw. Anlagen-Pools für eine Woche abgeben. Ein Angebot besteht aus der angebotenen Leistung, einem Leistungspreis und einem Arbeitspreis. Einen Zuschlag erhalten die Angebote mit dem günstigsten Leistungspreis, unabhängig von dem gebotenen Arbeitspreis und der Leistung. 220 Die Sekundärregelleistung ist aufgeteilt in einen Hauptzeit- (HT, werktags zwischen 8 und 20 Uhr) und einen Nebenzeit-Tarif (NT, werktags zwischen 20 und 8 Uhr, am Wochenende und an bundeseinheitlichen Feiertagen), jeweils in positiver und negativer Leistungsrichtung. Erfolgt ein Abruf der Sekundärregelleistung, werden zuerst 219 Vgl. ENTSO-E 2009, P1 220 Vgl. regelleistung.net 104

107 die Angebote mit dem günstigsten Arbeitspreis angefordert. Die Zahlung der Leistungs- und Arbeitspreise erfolgt nach dem pay-as-bid Verfahren, das bedeutet, dass nur der angebotene Preis gezahlt wird. 221 Jede technische Einheit muss zu einem Bilanzkreis gehören. Im Falle eines Abrufs der positiven Sekundärregelleistung ist die gelieferte Arbeit in den Bilanzkreis des ÜNB zu transferieren. Bei einem Abruf der negativen Sekundärregelleistung ist die bezogene bzw. nicht erbrachte Arbeit ebenfalls in den Bilanzkreis des ÜNB zu transferieren. Dies ist notwendig, damit durch die Erbringung von Regelenergie kein unausgeglichener Bilanzkreis entsteht, was mit hohen Kosten für Ausgleichsenergie verbunden sein kann. 222 Für ein Angebot in der Sekundärregelleistung müssten auch die fluktuierenden Erzeuger etwa eineinhalb Wochen im Voraus prognostizierbar sein, damit die Leistung auch gesichert zur Verfügung gestellt werden kann. Ausführungen über Bieterstrategien sowie bisherige Markt- und Marktpreisentwicklungen im Bereich der Sekundärregelenergie werden im Anhang unter Kapitel aufgeführt. Zusammenfassend lässt sich daraus ableiten, dass Sekundärregelleistungspreise in der Regel keinen Zusammenhang mit den Spotmarktpreisen aufweisen. Temporär dennoch erkennbare Zusammenhänge lassen sich in der Regel auf Extremsituationen zurückführen, welche auch bei den Spotmarktpreisen nur sehr selten auftreten. Diese Unabhängigkeit der Sekundärregelleistungspreise lässt den Schluss zu, dass die Preise durch die Händler und deren Marktkenntnis erzeugt werden und somit maßgeblich vom Geschick der Händler abhängen. Der Sekundärregelenergiemarkt bildet ein Instrument für die zusätzliche Vermarktung von Anlagen mit kurzen Reaktionsgeschwindigkeiten und hohen Leistungsänderungsgeschwindigkeiten. Je nach Angebotsstrategie können sehr hohe Abruflaufzeiten erreicht werden. Die Bereitstellung kann auch von zusammengeschalteten Anlagen in einem virtuellen Kraftwerk erfolgen. Der Handel kann dabei beispielsweise von Stadtwerken abgewickelt werden. Diese können dabei ihre Kompetenzen erweitern und ihren Kunden eine zusätzliche Vermarktungsmöglichkeit bieten. Bei der Bewirtschaftung eines kombinierten virtuellen Kraftwerks ist es möglich, die einzelnen Anlagen je nach Anlagenverfügbarkeit in der Sekundärregelleistung oder, aufgrund der kürzeren Angebotszeiträume, in der Minutenreserve zu vermarkten. Auch die nationalen Belange der Frequenzhaltung auf Übertragungsnetzebene und die regionalen Belange der Spannungshaltung auf Verteilnetzebene können kombi- 221 Vgl. BNetzA 2011c 222 Vgl. VDN 2007b 105

108 niert werden. So kann ein Pool gebildet werden, der je nach Bedarf in der Regelleistung vermarktet wird oder für die Regelung des Verteilnetzes genutzt wird. Durch die Vergütung der Regelenergiebereitstellung wird für Anlagenbetreiber ein Anreiz geschaffen, die Freiheitsgrade ihrer Anlagen zu nutzen bzw. Händlern zur Verfügung zu stellen Minutenreserve Die Minutenreserve (auch Tertiärregelleistung) ist bei der Regelleistung in zeitlicher Abfolge das letzte Instrument der Frequenzhaltung auf Übertragungsnetzebene. Sie kommt zum Einsatz, um die Sekundärregelleistung abzulösen und für erneute Frequenzschwankungen verfügbar zu machen. Die Minutenreserve bildet auch bei der Integration der erneuerbaren Energien in das Stromnetz ein wichtiges Glied, da sie die Prognosefehler der Erneuerbaren mit ausgleicht. Auch der Minutenreservemarkt ist als Kapazitätsmarkt aufgebaut. Die reine Anlagenleistung wird dabei täglich vermarktet und im Bedarfsfall abgerufen. Der Minutenreservemarkt ist in 6 Zeitscheiben pro Tag mit einer Länge von je 4 Stunden, jeweils in positive und negative Leistungsrichtung, unterteilt. Für jede Zeitscheibe muss ein eigenes Gebot abgegeben werden. Der weitere Marktaufbau ist dem der Sekundärregelleistung gleichgestellt. Detaillierte Preis- und Volumenbetrachtungen finden sich auch in Bezug auf den Minutenreservemarkt im Anhang unter Kapitel Im Ergebnis zeigt sich dabei, dass die Marktpreise der Minutenreserve, vergleichbar mit den Preisen in der Sekundärreserve, nur sehr bedingt von äußeren Faktoren wie z.b. anderen Preisen der Energiewirtschaft oder Abrufhäufigkeiten der Minutenreserve abhängig sind. 223 Für Stadtwerke kann auch die Minutenreserve eine zusätzliche Einnahmequelle bilden, wenn sie eigene Erzeugungsanlagen (z.b. BHKW, Notstromanlagen) und Verbraucher (z.b. Wärmepumpen) entsprechend vermarkten. Dazu muss ggf. eine Umstellung der Anlagen von wärmegeführt auf stromgeführt erfolgen, damit die vorhandenen Flexibilitäten der Anlagen ausgeschöpft werden können. Diese Flexibilitäten führen langfristig auch dazu, dass ein höherer Teil Erneuerbarer Energien genutzt werden kann, ohne diesen mit Wirkungsgradverlusten zwischenspeichern zu müssen. Bei der Nutzung eines virtuellen Kraftwerks zur Minutenreserve kann zudem mit demselben Pool das regionale Verteilnetz geregelt werden. So können nationale Interessen der Frequenzhaltung auf Übertragungsnetzebene und regionale Interessen 223 Vgl. regelleistung.net 106

109 der Spannungshaltung auf Verteilnetzebene vereint werden. Beide dienen auch der Integration der Erneuerbaren Erzeuger in das Stromnetz. In einem regionalen Verteilnetz steht die Spannungsregelung zur Integration der Erneuerbaren Erzeuger aus wirtschaftlicher Sicht einem Netzausbau gegenüber. Durch die Teilnahme an der Minutenreserve, z.b. mit einem Teil der Pool-Leistung oder zu bestimmten Uhrzeiten, kann eine wirtschaftliche Betriebsweise erreicht werden. 2.4 Endkundenmarkt Die Ausgeglichenheit des Lieferantenbilanzkreises kann bezugsseitig neben einer Beschaffung durch börsliche oder außerbörsliche Handelsgeschäfte auch durch eine direkte Einbindung von Erzeugungseinheiten gewährleistet werden. Dies ist gewöhnlich dann der Fall, wenn das Kraftwerk im Eigentum der verbundenen Erzeugungssparte des EVU steht oder es sich um Erneuerbare Energien Anlagen handelt, die entweder im Rahmen des Grünstromprivilegs oder der Direktvermarktung (evtl. zur Generierung eines Ökostrom-Produkts) eingebunden wurden. Etwa ein Drittel des Strompreises eines Haushaltskunden entfällt auf die Kostenposition Energiebeschaffung und Vertrieb (inkl. Marge). Die Positionen Steuern, Abgaben und Umlagen sowie die Kosten für Netznutzung und Messungen liegen nicht im direkten Einflussbereich des Lieferanten, können jedoch durch an Bedingungen geknüpfte Ausnahmeregelungen für den berechtigten Endkunden gemildert werden. Um nicht auf evtl. temporär begrenzte Ausnahmeregelungen angewiesen zu sein, erscheint es sinnvoll insbesondere die reinen Lieferantenkosten zu analysieren. Bei einem durchschnittlichen Haushaltsstromkundenpreis von 25 ct/kwh beträgt der Lieferantenanteil aufgerundet 8,5 ct/kwh Haushaltsstrompreise Folgendem Diagramm ist die Zusammensetzung des Strompreises für Haushaltskunden zu entnehmen. Deutlich hervor stechen die drei größten Kostenblöcke der Beschaffung und Vertrieb (24,1 % Beschaffung + 8,2 % Vertrieb und Marge), die Steuern (15,9 % Umsatzsteuer + 7,9 % Stromsteuer) sowie die Nettonetzentgelte (20,6 %). Dem folgen in absteigender Reihenfolge, die in vergangenen Jahren ansteigende EEG-Umlage, die Konzessionsabgabe für die Nutzung öffentlicher Wege, die Kosten für Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb sowie die Umlage nach 19 StromNEV zur Entlastung stromintensiver Industriebetriebe. 107

110 Abbildung 2-34: Zusammensetzung Strompreis (Haushalt) Grünstromprivileg Wie bereits aufgeführt setzt das Grünstromprivileg voraus, dass die eingebundenen EEG förderfähigen Anlagen insgesamt im Kalenderjahr sowie in 8 Monaten des Jahres mindestens 50 % des Letztverbraucherbedarfs einnehmen. Als zweite identische Anforderung speziell in Bezug auf fluktuierende Erneuerbare Energien muss ein Anteil i.h. von mindestens 20 % gewährleistet werden. Überdies werden EE- Strommengen, die die viertelstündige Last überschreiten nicht zu Erfüllung der beiden erstgenannten Anforderungen anerkannt. Bei entsprechender Erfüllung dieser gesetzlichen Vorgaben steht eine Deckelung der EEG-Umlage auf 2ct/kWh in Aussicht. Der Mehrverdienst durch die reduzierte Umlage (Privileg) kann nun durch den Lieferanten vollständig einbehalten werden, sofern es ihm möglich ist EE-Anlagen einzubinden, die den Strom zu Börsenpreisen bereitstellen. Oder aber es erfolgt eine (evtl. teilweise) Beanspruchung des Privilegs um teurere EE-Anlagen einbinden zu können. Der maximal zur Einbindung Erneuerbarer Energien verfügbare Betrag ergibt sich gemäß der erstgenannten Prämisse (50 % EE) aus dem Handelspreis des üblichen Stroms zuzüglich des Privilegs, aufgeteilt auf 50 % der Energiemenge: Überschlagsbetrachtung: Anteil EE 50 % => EE = Handel + Privileg / 0,5 224 Vgl. BNetzA 2012b, S

111 Unter der Annahme, dass etwa 30 % des Letztverbraucherbedarfs durch regelbare Erneuerbare Energien zu Börsenpreisen bereitgestellt werden können (z.b. Wasser, Gase (Deponiegas) etc.), verbleibt das Privileg vollständig zur Einbindung fluktuierender EE, deren Anteil mindestens 20 % einzunehmen hat. regelbare EE = Handel, 20 % fee => fee = Handel + Privileg / 0,2 Hinsichtlich der fluktuierenden EE ergeben sich zwei Herausforderungen: Der Fluktuation und den ungewissen exakten Einspeisemengen Rechnung tragend muss zur Absicherung des Privilegs ein leicht höherer Zielwert anvisiert werden (z.b. fee Anteil von 22 %). Gleichzeitig werden Einspeisungen, welche die viertelstundenscharfe Last übersteigen nicht anerkannt. Zur besseren Beurteilbarkeit der vorstehenden Herausforderungen wurde die sichere Überdeckung von Last und dem Einspeiseprofil von Windenergie und Photovoltaik in einer Wahrscheinlichkeitsbetrachtung am des Beispiel des Jahres 2011 berechnet. 225 Im Ergebnis errechnet sich bei einem Windanteil i.h. von 22 % eine Überspeisung von 0,05 %. Ein PV-Anteil i.h. von 22 % bedeutet eine Überspeisung von 1,5 %. Skizziertes Zahlenbeispiel zum Grünstromprivileg: Bei einem angenommenen Großhandelspreis von 5 ct/kwh ist es möglich, den Betreibern erneuerbarer Erzeugung 9 ct für die Kilowattstunde auszuzahlen. EE = / 0,5 = 9 ct/kwh Der vorangegangen Argumentation folgend, ist die Verwendung des Privileg in erster Linie für den fluktuierenden Anteil i.h. von 20 % vorzusehen. Demnach könnte der Lieferant den Betreibern fluktuierender Erzeugung eine Vergütung i.h. von 15 ct/kwh anbieten. fee = / 0,2 = 15 ct/kwh Aufgrund der Unsicherheiten bzgl. Einspeisemenge und Lastüberdeckung wird für die Windenergie und Photovoltaik ein leicht höherer Prozentsatz gewählt. Bei ausschließlicher Nutzung von Windenergie zur Erfüllung der fee-anforderung, können die Anlagenbetreiber mit ca. 14 ct/kwh vergütet werden. Wind (22 %) = / 0,22 = 14,1 ct/kwh Bei ausschließlicher Aufnahme von Photovoltaikanlagen sind zudem die höher erzielbaren Preise am Großhandelsmarkt (Peak-Base-Spread) sowie die nicht nutzbare Überspeisung i.h. von 1,5 % zu berücksichtigen. Letztlich ergibt sich eine mögliche Vergütung für PV-Anlagen von 14,5 ct/kwh. 225 Auf Basis der Einspeisedaten für Photovoltaik und Windenergie in Deutschland sowie der Gesamtlastkurve 109

112 PV (22 %) = (Peak) + 2 / 0,235 = 14,5 ct/kwh In einer ersten Annäherung erscheint es durchaus möglich, regionale EEG-Anlagen (unter Anwendung des GSP) wirtschaftlich in das Beschaffungsportfolio des Stadtwerks einzubinden. 2.5 Weitere Vermarktungsoptionen Bewirtschaftung von Netzbetreiberbilanzkreisen Auf der Suche nach potenziellen Vermarktungsmöglichkeiten für dezentrale Erzeugerverbünde können auch die Strombedarfe des verbundenen Netzbetreibers im Rahmen der Bewirtschaftung der Netzbetreiberbilanzkreise in Betracht gezogen werden Verlustenergie Verlustenergie ist die zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste benötigte Energie. (siehe 2 Ziffer 12 StromNZV). Gemäß 10 Abs. 1 StromNZV haben Netzbetreiber die Verlustenergie in einem marktorientierten, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren zu beschaffen (siehe hierzu auch 22 Abs.1 erste Alternative EnWG). Sofern nicht weniger als Kunden unmittelbar oder mittelbar am Verteilnetz angebunden sind, ist hierzu ein Ausschreibungsverfahren durchzuführen. (siehe 10 Abs. 2 StromNZV) Die Kosten der Beschaffung von Verlustenergie können (nach 10 Abs. 1 Strom- NEV) bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz gebracht werden. Im Jahre 2008 hat die Bundesnetzagentur bezüglich der Festlegung des Ausschreibungsverfahren für Verlustenergie und des Verfahrens zur Bestimmung der Netzverluste, die im Folgenden verkürzt aufgezeigten Beschlüsse 226 (BK ) gefasst: Netzbetreiber (VNB und ÜNB) mit mehr als Kunden haben Netzverluste im Rahmen einer mindestens jährlich stattfindenden Ausschreibung zu beschaffen. Langfristig prognostizierbare Verlustenergie (Langfristkomponente) ist durch ein Ausschreibungsverfahren zu beschaffen. Kurzfristig prognostizierbare Abweichungen von der Langfristprognose (Kurzfristkomponente) müssen über einen Dritten beschafft werden, der durch Ausschreibung zu ermitteln ist. Alternativ ist eine Eigenbe- 226 Vgl. BNetzA

113 schaffung an einem börslich organisierten Handelsplatz möglich. Da Verteilnetzbetreiber ihre Netzverluste meist recht genau prognostizieren können, wäre eine kurzfristige Optimierung häufig nicht wirtschaftlich. Aus diesem Grund ist für sie lediglich die langfristige Beschaffung von Verlustenergie verpflichtend, ansonsten kann der Ausgleich des Verlustenergiebilanzkreises mit Ausgleichsenergie akzeptiert werden. Die Vergütung des Dienstleisters der Kurzfristkomponente setzt sich aus einem fixen Anteil und einer vom stündlichen EEX-Spotmarktpreis abhängigen Komponente zusammen. Den Zuschlag erhält das Angebot mit dem niedrigsten fixen Entgelt. Der Netzbetreiber muss den Dienstleister bis spätestens 10 Uhr am Vortag der Lieferung über die zu liefernde Energiemenge informieren. Gemäß der Anreizregulierung gelten die Kosten zur Beschaffung von Verlustenergie als beeinflussbare Kosten, obwohl weder die Verlustenergiemenge noch die Verlustenergiekosten wesentlich durch den Netzbetreiber beeinflusst werden können. Aufgrund von Schwankungen der Beschaffungspreise für Verlustenergie tritt somit ein wirtschaftliches Risiko für den Netzbetreiber ein. Daher hat die Bundesnetzagentur, für Unternehmen die nicht am vereinfachten Verfahren nach 24 ARegV teilnehmen, eine Möglichkeit geschaffen die marktpreisabhängigen Verlustenergiekosten (der Langfristkomponente) seit dem Jahr 2011 bei der Erlösobergrenze zu berücksichtigen. Die ansatzfähigen Kosten gemäß der Freiwilligen Selbstverpflichtung 227 ergeben sich aus der Multiplikation des jährlichen Referenzpreises mit der ansatzfähigen Verlustmenge. Der Referenzpreis für das Jahr t ergibt sich aus den durchschnittlichen Phelix-Year-Future-Settlement-Preisen des Zeitraum (t minus 2) bis (t minus 1) und unter Berücksichtigung eine Base-Peak Verhältnisses. Beschafft der Netzbetreiber die Verlustenergie gleichmäßig zu allen Bemessungstagen des Referenzpreises der freiwilligen Selbstverpflichtung, ginge das Preisrisiko gegen Null. In diesem Fall würde weder ein Bonus noch ein Malus eingestrichen. Aufgrund des organisatorischen Aufwands ist jedoch oftmals nur eine begrenzte Anzahl an Ausschreibungsterminen möglich. Mit Hilfe von Strompreisprognosemodellen kann es dennoch möglich sein, einen günstigeren Einkauf im Vergleich zum Referenzpreis zu erreichen und somit einen Bonus zu erzielen. Konkrete Vorgaben der StromNZV sowie der Bundesnetzagentur verhindern es, dass der Netzbetreiber nach Bedarf auf die Erzeugungskapazitäten der verbunden Erzeugungssparte zur Verlustbilanzkreisbewirtschaftung zurückgreifen an. Gleichwohl steht es dem verbundenen Handel oder der Erzeugung frei, an einer wettbewerblichen Ausschreibung des Netzbetreibers teilzunehmen. Ebenso kann auch an der Ausschreibung dritter Netzbetreiber teilgenommen werden. Im Hinblick auf die geringen absoluten Verlustenergiemengen je Netzbetreiber, vermag es sich jedoch 227 Vgl. BNetzA

114 nicht um ein Geschäftsmodell zur Vermarktung größerer Energiemengen handeln. Die Verluste im Netzgebiet der Stadtwerke Trier betrugen 2011 ca. 15 GWh, dies entspricht ~ 0,67 % der Summe der Entnahmen über alle Netzebenen (i.h. von GWh). Grundsätzlich gilt, dass die unterlagerte Spannungsebene stets höhere prozentuale Verluste zur Vorgelagerten aufweist. Verursacht wird dies durch die höhere Anzahl an Betriebsmittel sowie insb. auch durch die höheren Wärmeverluste bei niedrigeren Spannung und höheren Strömen. Tabelle 2-14: Netzverluste Trier 228 Netz-/ Umspannebene HS HS/MS MS MS/NS NS Netzverluste kwh/a Netzverluste gesamt kwh/a prozentuale Netzverluste % 0,001 % 1,57 % 0,15 % 0,96 % 2,37 % durchschnittliche Beschaffungskosten ct/kw h 5,4 Die Bundesnetzagentur weist in ihrem Monitoringbericht 229 Netzverluste der ÜNB in Höhe von 3,3 TWh sowie der VNB in Höhe von 18,1 TWh aus (insgesamt 21,4 TWh). Hinsichtlich der Entnahmemenge von 506,1 TWh nehmen die Netzverluste einen Anteil von ca. 4,2 % ein. Da die Netzverluste im Verteilnetz wiederum auf 883 Verteilnetzbetreiber aufzuteilen sind, verbleiben recht geringe Energiemengen je Einzelakteur Differenzbewirtschaftung Während der Ausgleich von Verlustenergie gemäß den Vorgaben der Bundesnetzagentur 230 durch die langfristige Ausschreibung vorhersehbarer Mengen sowie die Ausschreibung eines Dienstleisters für den kurzfristigen Ausgleich weitgehend geregelt ist, bleibt die Strategie zur Verminderung von Ausgleichsenergie im Rahmen der Differenzbilanzkreisbewirtschaftung des synthetischen Lastprofilverfahrens weitestgehend dem Netzbetreiber überlassen. 228 Eigene Darstellung, Daten: swt.de 229 Vgl. BNetzA 2012b, S Vgl. BK6/08/006 vom

115 Es sollte die Ausnahme darstellen, dass unabhängige Netzbetreiber gegenwärtig bereits über notwendige Prognose- und Handelsinstrumente sowie das hierfür erforderliche Personal verfügen. Ist der Netzbetreiber außerstande die Differenzbilanzkreis-Bewirtschaftung selbst zu bewältigten und möchte dennoch das wirtschaftliche Risiko des Einsatzes preislich nur schwierig einzuschätzender Ausgleichsenergie minimieren, bietet es sich an, einen externen Dienstleister zu beauftragen oder in den übrigen Bereichen des evtl. integrierten Unternehmens/Stadtwerks nach Lösungen Ausschau zu halten. Kurzfristig anfallende Bilanzkreisüber- oder unterdeckungen können vor Ablauf der Frist zur Fahrplanänderung prinzipiell durch kurzfristige Handelsgeschäfte (insbesondere Day-Ahead und Intraday) börslich als auch bilateral sowie durch entsprechende Erzeugung in eigenen Kraftwerken ausgeglichen werden. Erscheinen die Transaktionskosten der börslichen Optimierung im Einzelfall zu hoch, könnte die Erzeugung/Drosselung in eigenen regelfähigen (insbesondere erneuerbaren) Erzeugungseinheiten eine wirtschaftliche Alternative zum Benchmark Ausgleichsenergie darstellen. Eine derartige Umsetzung wird jedoch in einem verbundenen Stadtwerk nicht ohne weiteres möglich sein, da den Vorgaben des Unbundling Folge zu leisten ist. Wie bereits angeführt, hat der Netzbetreiber die Energiemengen zum Ausgleich der Lastprofilabweichungen in einem transparenten, diskriminierungsfreien und marktorientierten Verfahren bereitzustellen. Die aufgezählten Anforderung dürften nicht als erfüllt gelten, wenn der Netzbetreiber auf die Kapazitäten der verbundenen Erzeugungssparte zurückgreifen oder der verbundene Handel diesbezüglich exklusiv Energiemengen börslich oder außerbörslich erwirbt/veräußert. Es gilt daher insbesondere nachzuweisen, dass der netzentgeltpflichtige Netzkunde keinen finanziellen Nachteil durch die Kooperation z.b. von Netzbetreiber und verbundenem Erzeuger hat. Ein Ansatz wäre es, ein Prozedere angelehnt an die Kurzfristkomponente der Verlustenergiebeschaffung zu implementieren und die Dienstleistung zum kurzfristigen Ausgleich des Differenzbilanzkreises auszuschreiben. Der Betreiber der steuerbaren Erzeugungseinheit, auch im verbundenen Konzern, müsste sich neben weiteren Anbietern versuchen bestmöglich zu platzieren. Darüber hinaus kann die Dienstleistung demnach auch anderen (externen) Netzbetreibern zur Verfügung gestellt werden. Die in Aussicht stehenden Energiemengen sind analog zu den Verlustenergiemengen recht gering. Auffällig ist, dass sich in der Summe die Über- und Unterdeckungen zu einem großen Teil ausgleichen. Weil Profilabweichungen meist nicht systematisch sind, sondern Mehr- und Minderverbräuche zufällig auftreten, verwundert dies jedoch nicht. Da allerdings eine viertelstundenscharfe Abrechnung von Ausgleichsenergie stattfindet, hat die aufsummierte Jahresarbeit an Differenzmengen wenig Aussagekraft. Wie es den Extremwerten in Tabelle 2-15 zu entnehmen ist, können Über- und Unterdeckungen je Viertelstunde recht weit auseinander liegen. 113

116 Bei ex ante nur schwer vorhersehbaren positiven oder negativen Preisen für Bilanzkreisüber- und unterdeckungen können für den Netzbetreiber daher deutlich höhere Kosten entstehen, als es der Saldo aus positiven und negativen Mengen vermuten lässt. Aus diesem Grund sollte sicherheitshalber der Betrag der Abweichungen betrachtet werden. Das Zahlenbeispiel für einen regionalen Verteilnetzbetreiber in Tabelle 2-15 zeigt, dass der Betrag der Differenzenergiemenge sich auf etwa 5 % der aus dem vorgelagerten Netz bezogenen und dezentral erzeugten Strommenge beläuft. In Relation zur Summe der Entnahmen in den Netzebenen und der Umspannung nimmt die Differenzenergie ca. 2,6 % ein. 114

117 Tabelle 2-15: Strukturdaten und Differenzmengen TEN (2011) 231 Max Pos 1.078,86 kwh Min Pos 0,003 kwh Summe Pos kwh Max Neg -0,01 kwh Min Neg ,895 kwh Summe Neg kwh Summe Betrag Summe absolut kwh kwh Netzdaten (MS, MS/NS, NS) Bezug Vorgelagertes Netz kwh Entnahme MS kwh Dezentrale Einspeisung kwh Entnahme US kwh Summe (Durchleitung Netz) kwh Entnahme NS kwh kwh Anteil Diff.-Mengen an Durchleitung Netz 5,01 % 2,58 % In Bezug auf die Entnahme von Strom aus dem Netz (die Durchleitung i.h. von ca GWh) nimmt die Summe der Beträge der Differenzbilanzkreisabweichungen (i.h. von ca. 10 GWh) an einem alternativen Beispiel der Stadtwerke Saarbrücken einen Anteil von unter 1 % ein. Die Bewirtschaftung des Differenz- und Verlustenergiebilanzkreis kann also folglich ein bedeutsames Thema im Rahmen der Kostenanerkennung und Liquiditätsabsicherung eines Netzbetreibers darstellen, eine relevante Vermarktungsoption für Erzeugungsverbünde lässt sich hingegen kaum identifizieren Blindleistung Die Blindleistung, resultierend aus einer Phasenverschiebung von Spannung und Strom, ist dadurch gekennzeichnet, dass sie im Gegensatz zur Wirkleistung nicht in eine andere Energieform umgewandelt werden kann, sondern permanent zwischen Verbraucher und Erzeuger pendelt. Betriebsmittel wie Generatoren, Leitungen und Schaltanlagen müssen demnach zusätzlich zur nutzbaren Wirkleistung auch Blindleistung bereitstellen und transportieren. Trotz der zusätzlichen Auslastung der Betriebsmittel ist Blindleistung zwingend notwendig, um etwa den induktiven Blindleistungsbedarf diverser Motoren, Transformatoren etc. zu decken. Je nachdem ob im Netz Induktivitäten (z.b. Spulen) oder Kapazitäten (z.b. Kondensatoren) dominieren wird von einer induktiven bzw. kapazitiven Blindleistung gesprochen. 231 Eigene Darstellung, Daten: ten-eg.de 115

118 In einem rechtwinkligen Dreieck ergibt sich die Scheinleistung (Hypotenuse) als geometrische Summe von Blindleistung (Gegenkathete) und Wirkleistung (Ankathete). Eine in diesem Kontext häufig verwendete Größe stellt der Verschiebefaktor cos(phi) dar. Er wird berechnet durch Division von Wirkleistung und Scheinleistung und kann Werte zwischen 0 und 1 annehmen. Die Richtung der Verschiebung von Spannung und Strom gibt der Zusatz kapazitiv oder induktiv an. Ein cos(phi) von 0,9 bedeutet dementsprechend, dass 90 Prozent der Scheinleistung als Wirkleistung zur Verfügung stehen. Die Blindleistung füllt nun eben nicht die restlichen fehlenden 10 Prozent aus sondern ergibt sich über den Satz des Pythagoras. Abbildung 2-35: Grundlagen Blindleistung 232 Bei Verbrauchern mit einem hohen erwarteten Blindstrombedarf (Sonderkunden z.b. Industriekunden) steht es den Netzbetreibern zu, Messeinrichtung zu deren Erfassung zu installieren. Eine Unterschreitung des cos(phi) von 0,9 induktiv wird dabei meist als Anlass genommen, einen entsprechendes Entgelt in Rechnung zu stellen. Für besonders stark betroffene Unternehmen bietet es sich ggf. unter Abwägung der Kosten an, eine interne Blindstromkompensation durchzuführen, um nicht auf die kostenpflichtige Dienstleitung des Netzbetreibers rückgreifen zu müssen. 232 Vgl. sma.de 116

119 Entsprechend der historischen Entwicklung der Erzeugungsstruktur ist es heute üblich, dass insbesondere große fossile thermische Kraftwerke, welche über Synchrongeneratoren verfügen, Blindleistung im Höchst- und Hochspannungsnetz kompensieren. Da die Netze und viele Verbraucher oftmals einen induktiven Charakter besitzen ist der Erregerstrom des Kraftwerks meist so justiert, dass das Kraftwerk leicht kapazitiv einwirkt. Die Anforderung an das Kraftwerk ist dabei in den entsprechenden Netzanschluss- und Netznutzungsverträgen vertraglich geregelt. Überwiegend erfolgt der Abruf von Blindleistung ohne Einschränkung der Wirkleistung der Erzeugungseinheit. Hierzu sind in den technischen Anschlussbedingungen für Kraftwerke Anforderungen bezüglich maximal am Netzanschluss bereitstellbarer Blindleistungen bei Betrieb unter Nennwirkleistung als cos(phi) Nenn definiert. Die Anforderung eines Netzbetreibers an eine Erzeugungseinheit außerhalb des cos(phi) Nenn ist nur bei reduzierter Wirkleistungsabgabe möglich. Dieser Vorgang ist nach Ansicht der E.ON Energie AG einer Redispatchmaßnahme gleichgestellt und mit erheblichen Mehrkosten verbunden. 233 Die Bundesnetzagentur führt in ihrer Begründung des Beschlusses BK (Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen) an, dass u.a. die Außerbetriebnahme einiger deutscher Kernkraftwerke eine verstärkte Wirkleistungsanpassung der übrigen Kraftwerke erfordert. In der Praxis wird dies beispielsweise durch ein Anfahren stillstehender Kraftwerke auf Mindestwirkleistungseinspeisung oder durch die Reduzierung der Einspeisung von unter Volllast laufender Kraftwerke erreicht. Mit der Aufnahme des 13 Abs. 1a in das EnWG verpflichtet der Gesetzgeber neben den Erzeugungsanlagen auch Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie mit einer Nennleistung von mindestens 50 MW und einer Anbindung an das 110kV Netz oder eine vorgelagertes Netz dazu, gegen angemessene Vergütung die Wirk- und Blindleistungseinspeisung anzupassen. Die Festlegung verfahrenstechnischer Vorgaben und der Vergütungshöhe übertrug der Gesetzgeber der Regulierungsbehörde. 234 Der vorliegende Beschluss konzentriert sich demnach auf inhaltlich-verfahrenstechnische Vorgaben, Fragen nach der Höhe der Vergütung sollen separat geregelt werden. Ein Kernelement der Verfahrensbeschreibung ist die Abrufreihenfolge der Anlagen. Bei einer anvisierten Wirkleistungserhöhung erfolgt die Auswahl absteigend nach dem Quotienten von netzstützender Wirkung und zu entrichtender Vergütung. (bei einer Wirkleistungsverringerung erfolgt der Abruf in umgekehrter Reihenfolge) Vgl. bundesnetzagentur.de, S. 3*4 234 Vgl. BNetzA 2012b, S Vgl. BNetzA 2012b, S

120 Nach Auswertung der Stellungnahmen im Vorfeld der Beschlussfindung, wird die Erbringung von Blindleistung von der Mehrzahl der Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speichern und der sie vertretenden Verbände und Institutionen als nicht erforderlich bzw. regelungsbedürftig erachtet. Vor allem die Erbringung von Blindleistung ohne Änderung der Wirkleistungseinspeisung sei heute zwischen den ÜNB und Kraftwerksbetreibern in der Regel geklärt, ohne einen weiteren Bedarf für Vorgaben zur Ausgestaltung der Erbringung. 236 Aus den aufgezeigten Rahmenbedingungen zur Bereitstellung von Blindleistung lässt sich kein Geschäftsmodell für einen neuen Akteur identifizieren, der sich auf dieses Feld spezialisieren und gesonderte Kapazitäten vorhalten möchte. Gerade die Blindleistungsbereitstellung ohne Wirkleistungsänderung ist standardisiert durch Verträge zwischen den Kraftwerks- und Netzbetreibern geregelt. Die technischen Anforderungen an die Erzeugung werden durch entsprechende Anschlussbedingungen, im Übertragungsnetz z.b. den TransmissionCode, definiert. Die Auswahl der Erzeugungsanlagen bezüglich des Blindleistungseinsatzes erfolgt dann entsprechend den betrieblichen Erfordernissen des Netzbetreibers. Reichen die zur Verfügung stehenden Mittel nicht zur Kompensation aus, kann der ÜNB zusätzliche Erzeugungseinheiten anweisen, Blindleistung zu liefern. Der finanzielle Ausgleich hierfür wird bilateral geregelt. 237 Da Blindleistung jedoch nach Möglichkeit ortsnah bereit zu stellen ist, kann etwa für diesen Fall keine beliebige Anlage an einer völlig abweichenden geografischen Position jene Dienstleistung erbringen. Um eine zunehmende Unabhängigkeit von fossilen thermischen Kraftwerken zu erreichen, müssen Erneuerbare Energie zukünftig ebenso die notwendigen Systemdienstleistungen erbringen. Wechselrichter sind beispielsweise problemlos in der Lage Blindleistung bereit zu stellen. Entsprechend der Vergütungsanreize wurden EE-Anlagen allerdings häufig für die Bereitstellung von Wirkleistung ausgelegt. Speziell im Niederspannungsnetz erfüllt die Bereitstellung von Blindleistung jedoch oftmals nicht die Funktion eine Kompensation von Blindleistung für Verbraucher oder das Netz zu gewährleisten sondern die Netzspannung gezielt zu beeinflussen. Durch eine massiven Zubau dezentraler Einspeiseanlagen (insbesondere der Photovoltaik) ist die daraus resultierende Spannungserhöhung zu einem bedeutsamen Problem im Niederspannungsnetz geworden; in nachfrageschwachen Perioden liegt die höchste Netzspannung etwa nicht mehr am Abgang der Ortsnetzstation, sondern bspw. im Bereich leistungsstarker PV-Anlagen. Der gezielte Einsatz von Blindleistungseinspeisung wirkt spannungsregulierend und 236 Vgl. BNetzA 2012b, S Vgl. VDE

121 kann dazu beitragen, die Spannung im Verteilnetz im Rahmen der zulässigen Bandbreite zu halten. Gleichzeitig wird somit die Installation zusätzlicher EE-Anlagen ermöglicht. Da das Absenken der Spannung durch einen induktiven Blindleistungsverbrauch analog zum Blindleistungsverbrauch anderer Verbraucher oder des Netzes wirkt, ist zu beachten, dass das Netz hierdurch sogar stärker mit Blindströmen belastet wird als zuvor. Die spannungssenkende Wirkung von Blindleistung hängt auch von der Bauart der jeweiligen Netzebene ab, weshalb in der Praxis auf den unteren Netzebenen die Einspeisung von Blindleistung eine wesentlich geringere Auswirkung auf die Spannung als etwa im Hochspannungsnetz hat. Trotz der vergleichsweise schwachen spannungsregulierenden Wirkung wird aufgrund der bestehenden Netzproblematiken dennoch die Kompensation des wirkleistungsbedingten Spannungsanstiegs im Verteilnetz als unverzichtbar erachtet 238. Die Anforderung an EE-Anlagen zum Bezug bzw. zur Abgabe von Blindleistung findet sich daher auch in den Anschlussrichtlinien für das Nieder- und Mittelspannungsnetz wieder. Seit August 2011 gibt die Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 zur Integration dezentraler Anlagen ins Niederspannungsnetz ab einer Anlagenleistung von 3,68 kva einen cos(phi) von 0,95 sowie bei Anlagen größer 13,8 kva einen cos(phi) von 0,9 vor. Eine Vergütung der bereitgestellten Blindleistung findet nicht statt. Die Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen SDL- WindV überträgt zudem auch im Bereich der Spannungshaltung und Blindleistungsbereitstellung Verantwortung auf neue Windanlagen. Allgemein können Netzbetreiber ab Juli 2010 entsprechend der Mittelspannungsrichtlinie des BDEW die Einspeisung von induktiver oder kapazitiver Blindleistung mit einem cos(phi) von 0,95 verlangen Folgende Abbildungen zeigen, dass eine kostengünstige Bereitstellung von Blindleistung (in Abbildung 2-36 am Bsp. von Wechselrichtern) immer dann möglich ist, wenn ohnehin aktive Erzeugungseinheiten (Wirkleistungserbringung) diese parallel erbringen. Dies rührt daher, dass ohne Wirkleistungseinspeisung sämtliche technische Verluste der Blindleistungsbereitstellung zugeordnet werden und nicht nur die zusätzlichen Verluste der Blindleistungsbereitstellung. 239 Die Bandbreite der Bereitstellungskosten liegt bei Photovoltaik, Windenergie und Laufwasserkraft sehr nah beieinander. 238 Vgl. sma.da 239 Vgl. Braun, M

122 Abbildung 2-36: Energiewandlerverluste bei der Bereitstellung von Blindleistung 240 Tabelle 2-16: Kosten für die Blindleistungsbereitstellung 241 Option Kosten für Blindleistung in Ct/kVArh ohne Wirkleistung mit Wirkleistung Gesamtbandbreite Photovoltaik 0,3 bis 2,1 0,1 bis 0,2 0,1 bis 2,1 Windenergie 0,3 bis 2,1 0,0 bis 0,3 0,0 bis 2,1 Laufwasserkraft 0,3 bis 2,1 0,0 bis 0,3 0,0 bis 2,1 Biomasse 0,0 bis 0,6 0,0 bis 0,6 Letztlich ergibt sich die Möglichkeit zur Blindleistungsbereitstellung in erster Linie aus vertraglichen Pflichten und weniger einer aktiven Entscheidung der Erzeugungseinheit. Letzteres könnte jedoch gerade im Bereich der dezentralen Erneuerbaren von Interesse sein, wenn es darum geht, eine kostengünstige Alternative für Unternehmen mit einem hohen Blindstrombedarf zu finden. Den Kosten für die Blindleistungsbereitstellung aus Erneuerbaren Energien wären die Kosten eines entsprechenden Netzbezugs sowie der konventionellen Kompensation vor Ort (z.b. durch Kondensatorbänke) gegenüberzustellen. 2.6 Bewertung Die in Kapitel 2 aufgeführten grundsätzlichen Vermarktungsoptionen wurden in den vorstehenden Abschnitten weiter ausgeführt. Hierbei ist zu beachten, dass eine reine börsliche oder außerbörsliche Vermarktung von Strom aus EEG-Anlagen ohne 240 Vgl. Braun, M Eigene Darstellung i. A. a. Braun, M

123 die Beanspruchung der gesetzlich gesicherten Vergütung derzeit keine signifikante Anwendung finden wird. Mittelfristig kann sich dies jedoch deutlich ändern, sofern etwa lediglich fixe Marktprämien eingeführt würden oder der Vergütungsanspruch aufgrund der Kostendegression vollständig entfällt. Anstelle der Frage Börsenvermarktung oder EEG vergütete Einspeisung, stellt sich gegenwärtig eher die Frage EEG-Einspeisetarif oder EEG-Direktvermarktungsmodell. Die bereits aufgezeigten Mehrverdienstmöglichkeiten aus Direktvermarktung und Eigenverbrauch werden daher im folgenden Abschnitt überschlägig quantifiziert. Eine Vermarktung des regionalen Erzeugerverbundes an den Regelenergiemärkten sowie den Nischenmärkten der Bilanzkreisbewirtschaftung oder Verlustenergiebereitstellung kann eine bedeutsame Nebenverdienstoption, jedoch alleine keine ausreichende Investitionsgrundlage darstellen. Insbesondere die Bereitstellung der Regelenergie bedarf einer ausgedehnten Portfolioeinsatzoptimierung, um entgangene Vergütungszahlungen überkompensieren zu können Vergleich EEG zu Direktvermarktung Jedwede Vermarktungsformen sowie Zusatzverdienstmöglichkeiten sind hinsichtlich der Kombinierbarkeit mit oder als Alternativentscheidung zu einer fixen Einspeisevergütung zu betrachten. Offensichtlich erscheinende Mehrverdienste gegenüber der fixen EEG-Vergütung können bei den Modellen der gleitenden Markt- und Flexibilitätsprämie erzielt werden. Marktprämie, Flexibilitätsprämienprämie, Verkaufsoptimierung 121

124 Abbildung 2-37: Optionen zur Vermarktung von Strom aus förderfähigen Anlagen 242 In obiger Abbildung sind die Vermarktungsoptionen von EEG förderfähigen Anlagen dargestellt. Es ist zu beachten, dass die Flexibilitätsprämie ausschließlich Biomethan- und Biogasanlagen beantragen können. Ungeachtet dieser Möglichkeit können dem Benchmark EEG-Vergütung die ungeförderte Direktvermarktung sowie die Direktvermarktung mit gleitender Marktprämie gegenübergestellt werden, der Sonderfall des Grünstromprivilegs wird im Anschluss behandelt. Die ungeförderte Direktvermarktung erlaubt es dem Anlagenbetreiber nach technischer Möglichkeit und Einspeisprofil gezielt börsliche Hochpreisphasen zu nutzen sowie aber auch Zeiten zu akzeptieren, die mit Einnahmen unterhalb der fixen EEG-Vergütungen verbunden sind. Dieses wirtschaftliche Risiko entfällt mit Beanspruchung der gleitenden Marktprämie. Sofern im Modell der gleitenden Marktprämie davon ausgegangen werden kann, dass die betreffende Anlage keine größere Differenz zum Einspeiseprofil der Referenzanlage aufweist, sollte der Direktvermarkter in der Summe stets die identischen Zahlungen einer fixen Vergütung plus eine Managementprämie erhalten. Abhängig von den Kosten der Prognose, Vermarktung und des Bilanzkreisausgleichs sowie der Organisation und des Volumens der Vermarktung wird die hierfür angedachte Managementprämie aufgezehrt oder verbleibt (teilweise) als Zusatzeinnahme beim Vermarkter. Ab dem Jahr 2013 beträgt die Managementprämie für fluktuierende fee = 0,65 0,75 ct/kwh und für regelbare EE = 0,275 ct/kwh. Ab dem Jahr 2015 ist eine Reduzierung für die fee auf 0,3-0,5 ct/kwh sowie für die REE auf 0,225 ct/kwh im Erneuerbare Energien Gesetz vorgegeben. Die Flexibilitätsprämie kann aufgrund der Berechnungsmethodik nur schlecht pauschal ausgewiesen werden. Grundsätzlich stellt sie einen Zusatzverdienst zur gleitenden Marktprämie dar, der sich aus der eigentlichen Prämie (unterschiedlich für Biomethan und Biogas) sowie dem Base-Peak-Spread ergibt. Diesen Zusatzverdiensten sind die hierfür erforderlichen zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten gegenzurechnen. Zum besseren Verständnis dient folgendes Zahlenbeispiel einer Biogasanlage mit einer Bemessungsleistung von 457 kw in einer kontinuierlich einspeisenden und flexiblen Konfiguration. Während die erstgenannte Variante eine klassische Fixvergütung beansprucht nutzt die flexibilisierte Anlage die gleitende Marktprämie, die Flexibilitätsprämie (hier 1,62 ct/kwh) sowie den Preisspread (derzeit grob 1 ct/kwh) bei der börslichen Vermarktung und kann letztlich einen relevanten Mehrerlös erzielen. Eine dominierende Kostenposition stellt der Handel dar. Sofern die Handelstätigkeit extern vergeben oder für einen größeren Anlagenpool durchgeführt werden kann, stellen diese Kosten keine übermäßige Belastung dar. 242 Eigene Darstellung 122

125 Trägt ein einzelner Anlagenbetreiber einer Kleinanlage (hier z.b. 500/ 1000 kw) sämtliche Handelskosten, lässt dies im Beispiel die Erlöse der flexibilisieren Anlage unter die der inflexiblen Anlage in der Fixvergütung fallen. Tabelle 2-17: Beispielrechnung Flexibilitätsprämie Biogas 243 Vollbenutzungsstunden h/a h/a Installierte Leistung 500 kw kw Zusätzliche Leistung (fkor 1,1) 498 kw Bemessungsleistung 457 kw 457 kw Investitionskosten Zusatzleistung Gas-, Wärmespeicher etc. Laufende Mehrkosten Betriebsführung, Wartung etc. Optional: Handel /a /a /a Einnahmen EEG 2012 (Grundvergütung + Erh.) Strompreis (base) + Markt- & Managem.pr. Peak-Base-Spread Flexibilitätsprämie 18,3 ct/kwh 18,575 ct/kwh 1 ct/kwh 1,62 ct/kwh Erlöse ,20 mit Handel ,20 Darüber hinaus ergeben sich im Rahmen der Direktvermarktung (mit oder ohne Marktprämie) stets Chancen, durch optimierte Handelsstrategien Mehreinnahmen zu generieren. Angedeutet wurde dies bereits zu Beginn dieses Abschnitts sowie im vorstehenden Fall am Beispiel des Base-Peak-Spread, also durch die Verlagerung der Stromerzeugung in die Hochpreisphasen des Energiehandels, wenngleich der Spielraum für ausschließlich dargebotsabhängige Erneuerbare Energie entsprechend begrenzt ist. Fluktuierende Erneuerbare Energien in der klassischen Direktvermarktung sollten jeden Preis 0 /MWh akzeptieren, der bei Grenzkosten gegen Null dazu beiträgt die Investitions- und Betriebskosten zu erwirtschaften. fee- Anlagen in der gleitenden Marktprämie könnten, sofern das Gros der Anlagen in Phasen negativer Börsenpreise am Netz bleibt, dem gleichtun ohne einen wirtschaftlichen Schaden zu erleiden. Hingegen ergibt sich eine Optimierungsmöglichkeit 243 Eigene Darstellung, Berechnung IZES, Angaben zu Kosten nach: Mier, M. Lehrstuhl für Energiesysteme (2011) 123

126 bei gleichzeitiger Abregelung in jenen Stunden, wobei jedoch die entgangenen Einnahmen aus der Managementprämie zu berücksichtigen sind. Im Gegensatz zur Einspeisevergütung können im Rahmen der Direktvermarktung optional Zusatzverdienstmöglichkeit aus der Bereitstellung von Regelenergie angestrebt werden. Dieser potenzielle Zusatzverdienst kann durchaus die Wahl des Vergütungssystems beeinflussen, ist jedoch alleinstehend von nachgeordneter Relevanz für die Investitionsentscheidung. Eine besondere Form der Direktvermarktung stellt das Grünstromprivileg dar. Unter der Annahme, dass regelbare Erneuerbare zu Großhandelspreisen eingebunden werden können und somit das Privileg vollständig dem fluktuierenden Anteil zusteht, kann Windenergieanlagen beispielsweise eine Vergütung von ca. 14 ct/kwh gezahlt werden. 244 Bei einer derzeitigen Windvergütung von annähernd 9 ct/kwh verblieben somit, je nach Erlösbeteiligung der Anlagenbetreiber, bis zu 5 ct/kwh beim Lieferanten. Mit der EEG-Novelle im Jahr 2009 strebte die Bundesregierung eine Änderung des Verbrauchsverhaltens von PV-Anlagenbetreibern an. Bis Anfang 2012 wurde daher für neu in Betrieb genommene Anlagen eine Eigenverbrauchsvergütung neben der Einspeisevergütung für den eingespeisten Strom gewährt. Die Eigenverbrauchsvergütung staffelte sich nach der Anlagengröße (bis 30 kwp, bis 100 kwp, bis 500 kwp) sowie dem Anteil des Eigenverbrauchs (bis/über 30 %). Eine starke Kostendegression der Photovoltaik und die daraus resultierenden Degressionen der Einspeisevergütung bei insgesamt steigenden Strompreisen führten zur Abschaffung der Eigenverbrauchsvergütung. 245 Gemäß 16 Abs. 3 Nr. 3 EEG 2012 ist ausschließlich via Stromnetz durchgeleiteter Strom dem Netzbetreiber zur Verfügung zu stellen. Demnach steht es Verbrauchern ohne Vergütungsanspruch weiterhin in räumlicher Nähe zur Erzeugungsanlage offen den Strom zu nutzen, sofern keine Netzdurchleitung stattfindet. Einige einfache Zahlenbeispiele belegen die mögliche Attraktivität des Eigenverbrauchs von PV und Windstrom. Eigenstromverbrauch: Beispiel Haushalt: ~ 25 ct/kwh Strompreis; PV-Kosten ~ 19 ct/kwh => Delta = 6 ct/kwh Beispiel Industrie: 244 Vgl. Beispielrechnung in Stand März 2014 ist sogar eine EEG-Umlagepflicht für den Eigenverbrauch aus PV-Anlagen oberhalb einer Bagatellleistungsgrenze in der politischen Diskussion. 124

127 ~ 13 ct/kwh Strompreis; Wind-Kosten ~ 9 ct/kwh => Delta = 4 ct/kwh Voraussetzungen zur intensiven Inanspruchnahme des Eigenverbrauchs sind entweder ein gut an die fee-einspeisung angepasstes Verbrauchsprofil oder die Verfügbarkeit ausreichend günstiger Speichertechnologien. Sind diese Aspekte nicht zu erfüllen erscheint eine alleinige Anlagenrefinanzierung mittels des Eigenverbrauchs als eher unwahrscheinlich. Dies sollte jedoch nicht die Akteure davon abhalten, jene Option zur Erschließung von Zusatzverdienstmöglichkeit in Erwägung zu ziehen Handlungsmöglichkeiten für Stadtwerke Vorstehende Vermarktungs- und Eigenverbrauchsoptionen adressieren in erster Linie EE-Anlagenbetreiber/Investoren. Natürlich kann auch ein Stadtwerk ausschließlich die Rolle eines Investors in Erneuerbare Energien einnehmen, wie es gegenwärtig bereits vielerorts geschieht. Analog könnten Stadtwerke auch vergleichbar zu Banken und Handelsabteilungen der großen Energieversorger auf Erlöse aus einem reinen Energiehandel spekulieren. Letztlich zielen diese Ansätze jedoch nicht auf das eigentliche Bestreben eines Stadtwerks, die sichere, regionale, günstige und umweltfreundliche Belieferung von Endkunden mit Energie. Eine wesentliche Differenzierungsmöglichkeit können Stadtwerke hingegen dadurch erlangen, dass sie ihre besondere Position durch die Vereinigung der Aufgaben Erzeugung, Vertrieb/Handel und Netz geschickt nutzen. Eine aktive Einbindung der regionalen EE-Anlagen in das Portfolio der regionalen Stromkunden stellt einen Link zwischen den wesentlichen Aufgabenfeldern des Stadtwerks her. So entsteht der Bedarf, die Entwicklung der Erzeugung, des Verbrauchs sowie der regionalen Flexibilitätsoptionen abzuschätzen und hieraus Erkenntnisse für alle Teilbereiche abzuleiten. Erste überschlägige Berechnungen signalisierten eine ggf. mögliche Wirtschaftlichkeit dieses Ansatzes. Eine wirtschaftliche und bilanziell/technische Einschätzung zur Realisierbarkeit bedarf jedoch einer deutlich ausführlichen Analyse. Hierzu bietet die Fragestellung der vorliegenden Studie allerdings eine ausgezeichnete Grundlage. Daher soll in den folgenden Kapiteln der Endkundenmarkt in den Mittelpunkt der Vermarktung des dezentralen Erzeugerverbundes rücken. Es ist zu prüfen, ob die Einführung eines regionalen Stromprodukts ein Geschäftsmodell für die Stadtwerke Trier darstellen kann. In diesem Kontext werden auch technische Herausforderungen aufgezeigt und Lösungsansätze diskutiert. Die Betrachtung bezieht sich dabei schwerpunktmäßig auf das Basisjahr 2012 sowie im Ausblick auf das Zieljahr Vgl. IZES 2012, S

128 3 Entwicklung und Bewertung von Geschäftsmodellen für Stadtwerke am Beispiel der Region Trier 2012 (Recherche und Analyseschwerpunkt bis August 2013, Neustrukturierung 2014) Zur Bewertung eines Regionalen Stromprodukts soll mit Hilfe regionaler EE- Ausbauzahlen, EE-Einspeisemengen und Verbrauchslast eine Wirtschaftlichkeitsberechnung durchgeführt werden. Als Datengrundlage dienen Zahlen der Stadtwerke Trier sowie zum Teil der umliegenden Region. Die nachfolgende, exemplarische Berechnung soll unterschiedliche Ausgestaltungsmöglichkeiten aufzeigen und Aufschluss über eine mögliche Realisierbarkeit eines solchen Produkts geben. 3.1 Bestandsaufnahme der Region Trier im Vergleich mit dem Bundesgebiet EE-Anlagen und Einspeisedaten In der Summe wurden in der Region Trier im Jahr 2012 insgesamt GWh Strom aus Erneuerbaren Energien Anlagen gewonnen. Dies entspricht einem Anteil von 62 % des Stromverbrauchs (3.201 GWh). Die fluktuierende Erzeugung (im Sinne von Windenergie und Photovoltaik) entsprach einem Verbrauchsanteil von 37 %. Von den gesamten erzeugten EE-Mengen waren 75 % förderfähig nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz. Im gleichen Jahr wurden in Deutschland GWh Strom durch Erneuerbare Energien Anlagen erzeugt. Dies entspricht einem Anteil am Bruttostromverbrauch von 21 %. Bundesweit betrug der Anteil der fee am Bruttostromverbrauch 12,7 %. Von der gesamten erzeugten EE-Mengen waren 92,2 % förderfähig nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz. Folgende Abbildungen zeigen eine technologiedifferenzierte Darstellung der Erneuerbaren Energien für die Region Trier sowie für das Bundesgebiet. Die ausgewiesenen Erzeugungsanteile beinhalten auch nicht förderfähige Erzeugung. Auffällig in der Region Trier sind deutlich überdurchschnittliche Anteile an Wasserkrafterzeugung und Windenergie sowie eine im Vergleich zum Bundesgebiet deutlich weniger ausgeprägte Biomassenutzung. 126

129 Biomasse Gase PV Wasser Wind 12,0% 0,3% 46,6% 13,3% 27,9% Abbildung 3-1: EE-Stromerzeugung in der Region Trier Biomasse Gase PV Wasser Wind Wind offshore Geothermie 0,5% 0,0% 33,6% 32,3% 1,2% 14,6% 17,7% Abbildung 3-2: EE-Stromerzeugung in Deutschland Folgende Abbildung zeigt die Anteile der EE-Technologien in Deutschland für das Jahr 2020 unter den Annahmen der Studie BMU, Nitsch et al So deckt sich der Anteil der Windkraft grob mit dem Status Quo in der Region Trier. Die größten 247 Eigene Darstellung, Daten: Amprion 248 Eigene Darstellung, Daten: AGEE-Stat

130 Unterschiede sind weiterhin bei der Wasserkraft und Biomasse erkennbar. Wasser Wind Biomasse Gase PV Geothermie 19,4% 0,7% 9,6% 0,0% 21,0% 49,3% Abbildung 3-3: EE-Stromerzeugung in Deutschland 2020 ( Leitstudie 2011 ) 249 Wie zuvor angedeutet waren etwa 25 % des in der Region Trier erzeugten Stroms aus Erneuerbaren Energien nicht förderfähig nach dem EEG. Für Gesamtdeutschland liegt dieser Anteil deutlich niedriger. Folgende Diagramme zeigen die technologiedifferenzierten EE-Erzeugungsmengen nun ausschließlich für vergütungsfähige EEG-Anlagen. Es wird deutlich, dass in der Region Trier exklusiv ein wesentlicher Anteil der Wasserkraftanlagen über keinen Vergütungsanspruch verfügt. 249 Eigene Darstellung, Daten: BMU, Nitsch et al

131 Biomasse Gase PV Wasser Wind 16,0% 0,4% 17,7% 62,1% 3,8% Abbildung 3-4: EEG Stromerzeugung Region Trier Biomasse Gase PV Wasser Wind 29,3% 43,1% 1,5% 4,4% 21,7% Abbildung 3-5: EEG Stromerzeugung Deutschland Ein direkter Vergleich der Erzeugungsanteile vergütungsfähiger Anlagen für die Region Trier und für Deutschland (2012) sind folgendem Diagramm zu entnehmen. Ein höherer Anteil an Windenergie steht einem geringeren Anteil an Biomasse gegenüber. Die wird im weiteren Verlauf insbesondere im Kontext der durchschnittlichen 250 Eigene Darstellung, Daten: Amprion 251 Eigene Darstellung, Datem: AGEE-Stat

132 Vergütungskosten von Relevanz sein. Gleichzeitig ist hierdurch jedoch auch eine stärkere Fluktuation und ein deutlicheres Auftreten von Erzeugungsspitzen der EEG- Erzeugung zu erwarten. Trier Dtld 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Biomasse PV Wasser Wind Gase Abbildung 3-6: Vergleich Anteile vergütungsfähige Erzeugung Trier und D Residuallastmodellierung Methodik Bei den Ergebnissen des vorstehenden Abschnitts ist zu beachten, dass die erzeugten Strommengen aus Erneuerbaren Energien, insbesondere aus Windkraft und Photovoltaik, nicht nur erzeugt, sondern auch integriert werden müssen. So sind neben den aufgeführten Jahressummen der Erzeugung gerade auch die Charakteristika der Last- und Einspeiseverläufe entscheidend. Im günstigsten Fall würde das Dargebot an Wind- und PV-Strom alternieren und überdies eine komplementäre Charakteristik zur Last aufweisen. Bei der Stromerzeugung durch PV-Anlagen ist letzteres in den Mittagsstunden in der Tat zutreffend. Eine ähnlich systematische Übereinstimmung von Nachfrage und Winddargebot kann hingegen nicht festgestellt werden. Um dennoch einen möglichst robusten Schätzer hinsichtlich des Deckungsgrades zwischen (f)ee-einspeisung und Verbrauch in der Region zu bekommen, wurde eine 252 Eigene Darstellung, Daten: Amprion, netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net) 130

133 stundenscharfe Modellierung durchgeführt. Hierfür konnten von den Stadtwerken Trier gemessene Lastgangdaten der Region über den Zeitraum vom bis zum zur Verfügung gestellt werden. Die übrigen, zur Vervollständigung des Jahreslastgangs benötigten Werte, wurden unter Berechnung wochentags-, monats- und stundentypischer Verbrauchsverhalten bis zum abgeleitet. Anschließend wurde der prozentuale Anteil der Region Trier am bundesweiten Verbrauch über den beschriebenen Zeitraum stundenscharf berechnet und anhand des Bundesverbrauchs für das Jahr 2012 auf ebendieses übertragen. Für das Einspeiseverhalten der Bioenergie wurde ein typisches, 2-Wochen-scharfes Profil 253 unterstellt. Die Einspeisung der Wasserkraftanlagen wurde monatsscharf modelliert. Das hierbei unterstellte Profil konnte aus den Einspeisedaten der EEGvergüteten Wasserkraftanlagen abgeleitet und auf die Einspeisung aller Wasserkraftanlagen in der Region Trier übertragen werden. Bei der Erstellung des Einspeiseprofils der Windkraftanlagen erfolgte die Modellierung in stündlicher Auflösung. Zur Profilerstellung wurden fünf Windmess-Stationen, zum Teil vom Landesamt für Umwelt, Wasserwirtschaft und Gewerbeaufsicht Rheinland-Pfalz (LUWG), zum Teil vom Deutschen Wetterdienst betrieben und aufgezeichnet, ausgewählt. Anschließend wurden die gemessenen Windgeschwindigkeiten auf 100 Meter Höhe skaliert. Schließlich wurden den Mess-Stationen die Windkraftanlagen in der Region Trier, standort-geclustert über das jeweilige Postleitzahlengebiet, zugeordnet. Dadurch konnten die einzelnen Mess-Stationen mengengewichtet zu einem einheitlichen Einspeiseprofil aufsummiert werden. Das Profil für die Photovoltaik wurde auf Grundlage repräsentativer PV- Einspeiseverläufe skaliert. Dabei dienten unterschiedlich große Photovoltaikanlagen in den einzelnen Landkreisen der Region Trier als Referenz. Durch die Anlagen wurden dabei Größen von knapp 12 kw bis etwa 530 kw abgedeckt. Die technologiespezifischen, jährlich aufsummierten EE-Einspeisemengen werden von Amprion und dem LUWG öffentlich zur Verfügung gestellt. Diese Daten wurden für das Jahr 2012 herangezogen und mit eben beschriebenen Profilen über das Jahr verteilt (Siehe Abbildung 3-7) Analyse Im Ergebnis ließen sich 1394 Stunden mit Überdeckungen feststellen. Tabelle 3-1 zeigt die aufgetretene Anzahl an Stunden mit Überdeckungen über das gesamte 253 uez.de 131

134 Jahr 2012, für die meteorologischen Sommermonate (von Juni bis August) sowie die meteorologischen Wintermonate (Januar, Februar und Dezember). Dabei lassen sich signifikante saisonale Unterschiede feststellen. Diese sind zum einen darauf zurückzuführen, dass es aufgrund verschiedener klimatologischer Phänomene in Mitteleuropa im Winter regelmäßig zu einem erhöhten Winddargebot kommt. Zum anderen ist, unter anderem aufgrund der häufig auf den Jahreswechsel gelegten Betriebsferien, über ebendiesen Zeitraum ein jährlich wiederkehrender Nachfragerückgang zu erwarten. Tabelle 3-1: Überblick über Stunden mit Überdeckungen aus der Modellierung Jahr 2012 Sommermonate 2012 Wintermonate 2012 Stunden mit Überdeckungen % % Davon mehr als 100 MW % % Davon mehr als 150 MW % % Davon mehr als 200 MW % % Davon mehr als 250 MW % % Davon mehr als 300 MW % % Davon mehr als 350 MW % % Aus Abbildung 3-8 wird ersichtlich, dass auch die Stunden mit sehr hoher Überdeckung diesem Zeitraum zuzuschreiben sind. Das exakt gleichzeitige Zusammentreffen der beiden Ereignisse (hohes Winddargebot bei niedriger Nachfrage), wie in Abbildung 3-8 vergrößert dargestellt, kann allerdings nicht als allgemein gültig und jährlich auftretend abgeleitet werden. Dennoch lässt sich daran aufzeigen, mit welchen Überdeckungsmengen ein Lieferant bei direkter Einbindung der (f)ee-strommengen und ungünstiger Konstellation von Einspeisung und Verbrauch zu rechnen hat. In Kapitel 4.1 werden verschiedene Möglichkeiten aufgezeigt, wie mit diesen Überdeckungen (insbesondere aus technischer Sicht) umgegangen werden kann. Bei Betrachtung des Monats August in Abbildung 3-8 wird ersichtlich, dass durch die Einbindung fluktuierender Erneuerbarer Energien die zu bedienende Last über mehrere Zeiträume hinweg abgedeckt werden kann. 254 Eigene Darstellung 132

135 800 MW 700 MW 600 MW 500 MW 400 MW 300 MW 200 MW 100 MW 0 MW Wasser Bioenergie PV Wind Last Abbildung 3-7: Modellierung der Last und des EE-Einspeiseprofils für die Region Trier im Jahr 2012 [Eigene Darstellung, Daten: siehe vorstehend] 600 MW 400 MW 200 MW 0 MW Wasser Bioenergie PV Wind Last 700 MW 600 MW 500 MW 400 MW 300 MW 200 MW 100 MW 0 MW Wasser Bioenergie Wind PV Last Abbildung 3-8: Ausschnitt der Stunden im Dezember (links) und im August (rechts) aus der Modellierung für die Region Trier [Eigene Darstellung, Daten: siehe vorstehend] 133

136 3.1.3 Zwischenfazit Bei isolierter Betrachtung der Region Trier werden bereits heute nennenswerte EE- Überschüsse erzielt (Überdeckungen in 15,8 % der Stunden im modellierten Jahr 2012). In einer Betrachtung für die gesamte Bundesrepublik sind gegenwärtig noch keine vergleichbaren signifikanten Überdeckungssituationen zu erkennen. 255 Daher kann eine allzu stark regional fokussierte Betrachtungsweise nicht zielführend sein. Solange in Deutschland keine Überschüsse bestehen, sollten in der Region Trier aus ökologischen und ökonomischen Gründen keine EE gedrosselt werden. Dieser Grundsatz gilt selbstredend nur bei technischer Machbarkeit und im störungsfreien Systembetrieb. Eine Ausnahme stellen temporäre Netzengpässe dar, die zu unerheblichen EE-Verlusten führen können. 3.2 Kostenüberblick EEG-Anlagen und Beschaffung EEG-Anlagen Region Trier Eine wichtige Größe zur Wirtschaftlichkeitsberechnung des regionalen Stromprodukts sind die Vergütungs- bzw. Beschaffungskosten der EE aus der Region Trier im Jahr Daher werden diese technologiespezifisch je Kilowattstunde in Abbildung 3-9 ausgewiesen. Als Vergleichswert werden die durchschnittlichen Vergütungskosten für den bundesweiten EEG-Strom ausgewiesen. Es ist zu beachten, dass diese Daten in der hier gezeigten Form nicht allgemein zur Verfügung stehen. In vielen Publikationen ergeben sich die durchschnittlichen EEG-Kosten aus einer Aufteilung der Vergütungszahlungen und Markt-/Managementprämienzahlungen auf die erzeugten EEG-Strommengen in den Modellen der Fixvergütung sowie der gleitenden Marktprämie. Die Aussagekraft der auf diese Weise ermittelten, durchschnittlichen EEG-Kosten ist sehr begrenzt. Von größerem Interesse sind die hypothetischen Vergütungsansprüche sämtlicher EEG-Anlagen, unabhängig von ihrem Fördermodell. Unter dieser Prämisse wurden die Vergütungszahlungen der Anlagen im Modell der gleitenden Marktprämie sowie im Grünstromprivileg angepasst. Der technologieübergreifende Durchschnitt für die Region Trier liegt dabei signifikant unter dem Durchschnittswert für Deutschland. 255 Siehe hierzu auch die Residuallastmodellierung für Deutschland (2011 in 6.2) 134

137 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 inkl. vnne exkl. VNNE Abbildung 3-9: Durchschnittlicher EEG-Vergütungsanspruch Beschaffungskosten Als Benchmark für ein regionales Stromprodukt werden konventionelle Beschaffungsstrategien angenommen. Die Strategien basieren meist auf einer längerfristigen preislichen Absicherung mit Standardprodukten an den Terminmärkten sowie einer kurzfristigen Anpassung am Spotmarkt. Der Endkundenpreis wird im Wesentlichen durch zwei Größen, die Charakteristik des Verbrauchsprofils und den Beschaffungspreis, beeinflusst. Im Monitoringbericht der BNetzA werden die durchschnittlichen Endkundenpreise und Beschaffungspreise, unterteilt nach Verbraucherklassen, aufgeführt. Haushaltskunden Grundversorgung (Lieferantenwechsel): Endkundenpreis: 26,61 (25,42) ct/kwh Beschaffungspreis inkl. Vertrieb und Marge: 8,86 (7,85) ct/kwh (entspricht 33,3 (30,9) % des Gesamtpreises) Beschaffungspreis: 6,36 (6,1) ct/kwh 256 Eigene Darstellung, Daten: netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net); errechnet wurde der grundsätzliche Vergütungsanspruch förderfähiger Anlagen. So wurden für Mengen, die dem Grünstromprivileg unterlegen mit der individuellen Grundvergütung berücksichtigt und Mengen der Direktvermarktung um den energieträgerspezifischen Marktwert erhöht und die Managementprämie verringert. 257 Vgl. BNetzA 2013, S. 128, 130,

138 Gewerbekunden Endkundenpreis: 23,89 ct/kwh Beschaffungspreis inkl. Vertrieb und Marge: 7,85 ct/kwh (entspricht 32,9 % des Gesamtpreises) Industriekunden Endkundenpreis: 15,78 ct/kwh Beschaffungspreis inkl. Vertrieb und Marge: 5,71 ct/kwh (entspricht 36,2 % des Gesamtpreises) Gerade die Haushaltskundenpreise liegen deutlich über denen der Industriekunden. Dies rührt daher, dass Industriekunden bzw. Großverbraucher Privilegierungen bei verschiedenen Kostenbestandteilen genießen. Überdies fällt aber auch die Beschaffung von Industriekunden günstiger als die der Haushalts- und Gewerbekunden aus. Die Beschaffungspreise der beiden letztgenannten Verbraucherklassen liegen im Vergleich 25 % über der Industriekundenbeschaffung. Ein Lieferant kann die Kosten für Vertrieb und Marge auch strategisch entsprechend der Preiselastizität und Wettbewerbssituation auf seine Verbraucherklassen verteilen. Dieser Aspekt soll hier jedoch nicht weiter vertieft werden. Im Folgenden soll insbesondere die Kundengruppe der Kleinverbraucher/Haushaltskunden schwerpunktmäßig betrachtet werden. Abbildung 3-10 zeigt vergleichend die wesentlichen (Beschaffungs-) Preise gemäß dem Monitoringbericht 2012, die durchschnittlichen Terminmarktpreise aus 2011 (44 % Base- und 56 % Peak-Anteil) für das Lieferjahr 2012 sowie die Beschaffungspreise bei unterschiedlichen Beschaffungsstrategien nach Energy Brainpool. Diese reichen dabei von einer sehr konservativen, risikoaversen Ausgestaltung in aufsteigender Reihenfolge bis hin zu einer mit größeren Unsicherheiten behafteten, reinen Spotmarktbeschaffung. 136

139 ,36 6,28 6,1 6,28 6,75 6,33 5,76 4,59 6,33 Grundversorgungstarif Vertragswechsel Lieferantenwechsel Mittelwert, megengew. Risikoavers Mittlere Strategie Risikofreudig nur Spotmarkt* 44 % Base + 56 % Peak BNetzA 2012 Energy Brainpool 2012 EEX 2011 CAL12 * 44 % Base + 56 % Peak Abbildung 3-10: Beschaffungskosten für Haushaltskunden 258 Die Unsicherheit bei ausschließlicher Spotmarktbeschaffung entsteht durch die oftmals vorzeitige Preisfixierung gegenüber dem Endkunden. Werden diese Strommengen nicht bereits im Rahmen einer strukturierten Beschaffung (risikoaverse Strategie unter Einbeziehung des Terminmarktes) oder durch Risikofaktoren preislich abgesichert, verbleibt das Schwankungsrisiko des Spotmarktes beim Lieferanten. Da im Betrachtungsjahr die Spotmarktpreise jedoch unter den Erwartungen des Terminmarktes blieben, wäre eine reine Spotmarktbeschaffung im Vergleich die günstigste Alternative gewesen. Der durchschnittliche Beschaffungspreis betrug zusammen mit dem entsprechenden Risikoaufschlag im Jahr 2012 für Kleinverbraucher bei Schwankungen zwischen 5,8 und 6,8 ct/kwh 259 im Durchschnitt 6,3 ct/kwh. Dies entsprach in etwa 24 % des Haushaltsendkundenpreises. Diesen Beschaffungspreisen liegen jeweils unterschiedliche Beschaffungsstrategien zu Grunde. Ihnen gemein ist die Tatsache, dass sie nicht die real eingetretenen Spotmarktpreise des Jahres 2012, sondern die preisliche Erwartung des Vorjahres bzw. der Vorjahre repräsentieren. Ein ausschließlich am Spotmarkt beschaffender Lieferant hätte im Betrachtungsjahr 260 durchschnittliche 258 Eigene Darstellung, Daten: BNetzA 2013, Energy Brainpool 2013, S. 18, Eigene Berechnung auf Grundlage EPEX Spot 259 Vgl. Energy Brainpool Siehe hierzu auch Abbildung

140 Beschaffungskosten am Spotmarkt in Höhe von 4,59 ct/kwh erzielen können. Der individuelle Beschaffungspreis eines Lieferanten variiert allerdings auch aufgrund seines stündlichen Beschaffungsprofils hinsichtlich Preis und Menge. Wurde mit den Endkunden zusätzliche, wie heute üblich, bereits einige Zeit im Voraus ein Preis fixiert, mussten aus Gründen der Risikoabsicherung von Marktschwankungen entweder Risikofaktoren erhoben bzw. verfügbare Terminmarktprodukte beansprucht werden. Hieraus resultiert der um (6,3 4,6) 1,7 ct/kwh höhere Beschaffungspreis. Es darf jedoch nicht vernachlässigt werden, dass der aktuelle Terminmarktpreis stets einer der besten Prognosewerte des Spotmarktpreises ist. Demnach war es zum Zeitpunkt der Preisfixierung im Vorjahr nicht zwingend abzusehen, dass der Spotmarktpreis deutlich sinkt. Überdies hätte das Preisniveau am Spotmarkt auch die Erwartungen des Derivatemarkts übersteigen können. Aus Kapitel 2 ist zwar bereits bekannt, dass der Terminmarkt teilweise Risiken einpreist, es wäre jedoch falsch, aus Zahlenbeispielen wie für das Jahr 2012 Rückschlüsse auf systematische Preisdifferenzen abzuleiten. Sofern der Stromkunde jedoch tatsächlich von erwarteten, günstigen Spotmarktpreisen profitieren möchte, muss er akzeptieren, dass seine Preissicherheit nur sehr kurze Zeiträume umfasst (z.b. den nächsten Monat) oder aber, dass Abweichungen von der Erwartung ex post in einer Korrekturabrechnung nachgeholt werden. 138

141 100% 90% Umsatzsteuer Umsatzsteuer 80% Steuern und Abgaben Konzessionsabgabe 19-Umlage Konzessionsabgabe 19-Umlage 70% EEG-Umlage EEG-Umlage 60% 50% Stromsteuer Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb Stromsteuer Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb 40% Netzentgelt Netzentgelt 30% 20% Erzeugung, Transport und Vertrieb Vertrieb und Marge Vertrieb und Marge Risikomanagementk osten 10% Beschaffung Großhandelspreis 0% Abbildung 3-11: Bestandteile Haushaltskundenpreis (2012) 261 In einem ersten Schritt lässt sich der Strompreis für Haushaltskunden in zwei wesentliche Kostengruppen, Steuern und Abgaben auf der einen, Erzeugung, Transport und Vertrieb auf der anderen Seite, einteilen. Während der erste Teil staatlich vorgegeben wird und die Lieferanten in der Regel keinen Einfluss auf diesen Posten haben, können sie bei optimierter Beschaffung Wettbewerbsvorteile generieren. Der staatliche Anteil des Strompreises lässt sich noch weiter zerlegen. Einen Bestandteil liefert dabei die Konzessionsabgabe. Sie wird an Städte und Gemeinden entrichtet. Im Gegenzug übergeben diese das Recht zum Auf- und Ausbau sowie 261 Eigene Darstellung, Daten: BNetzA, BDEW, Energy Brainpool, eigene Berechnungen 139

142 zum Betrieb von Energieversorgungsleitungen auf öffentlichem Grund an die Netzbetreiber. Die Höhe wird von Städten und Gemeinden individuell festgelegt, unterliegt allerdings nach Einwohnerzahl gestaffelten Höchstbeträgen, welche in der Konzessionsabgabenverordnung festgeschrieben sind. Bereits seit 1998 beträgt sie im Durchschnitt 1,79 ct/kwh. Die Stromsteuer hingegen gilt als Bundessteuer. Sie liegt 2014 wie in den elf Vorjahren bei 2,05 ct/kwh (gemäß StromStG). Ihre Einführung im Rahmen einer ökologischen Steuerreform folgte der Idee, durch Verteuerung der Energiepreise die Realisierung von EffizienzPotenzialen stärker anzureizen und gleichzeitig Lohnnebenkosten zu senken. Teile des Erlöses aus der zusätzlichen Besteuerung von Strom werden somit zur Senkung der Lohnnebenkosten, insbesondere der Rentenbeiträge, verwendet. Der KWK-Aufschlag dient der Refinanzierung der im Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz festgelegten Förderung von Strom aus ebensolchen Anlagen. Im Jahr 2012 betrug er 0,002 ct/kwh und wurde 2013 auf 0,126 ct/kwh, für 2014 auf 0,178 ct/kwh erhöht. Ebenfalls angehoben wurde die sogenannte 19 Stromnetzentgeltverordnung- Umlage. Sie dient der Kompensation entgangener Netzentgelte, von deren Zahlungspflicht sich Unternehmen unter bestimmten Voraussetzungen befreien lassen können. Die Befreiung wird vom Endverbraucher getragen und fließt dem Netzbetreiber als Ausgleich zu. Die zu entrichtende Umlagehöhe orientiert sich dabei an der jeweiligen Verbrauchsmenge. Dabei ist für jeden Umlagezahler für die ersten kwh im Jahr 2014 ein Betrag in Höhe von 0,187 ct/kwh zu zahlen. Für jede innerhalb eines Jahres zusätzlich bezogene kwh gilt ein ermäßigter Satz. Die zum ersten Januar 2013 eingeführte Offshore-Haftungsumlage wurde für Haushaltskunden auf 0,25 ct/kwh festgesetzt. Sie fließt den Netzbetreibern zu und wird von diesen für erwartete Entschädigungszahlungen, welche aufgrund verspäteten Netzanschlusses an Offshore-Windkraftbetreiber fällig werden können, verwendet. Die Abschaltumlage wurde zum ersten Januar 2014 eingeführt und wird zur Stabilisierung des Stromnetzes eingesetzt. Konkret soll gesichert werden, dass große Stromverbraucher gegebenenfalls abgeschaltet werden, um einen Blackout zu vermeiden. Die Abschaltumlage vergütet bzw. entschädigt die entsprechenden Großverbraucher und wurde für den zahlenden Endkunden auf 0,009 ct/kwh festgesetzt. Die zur Förderung Erneuerbarer Energien eingeführte EEG-Umlage wurde 2014 um knapp einen auf 6,24 ct/kwh erhöht. Dieser Anstieg ist auf mehrere Faktoren zurückzuführen. Anteil daran trägt zum einen die benötigte Nachholung aus dem Jahr Zum anderen spielt der stark gesunkene Börsenpreis eine Rolle, da die Umlage unter anderem die Differenz zwischen der garantierten und vorab festgesetzten Einspeisevergütung und dem Börsenpreis ausgleicht. Letzter Bestandteil im Kostenblock der Steuern und Abgaben ist die Mehrwertsteuer. 140

143 Sie beträgt 19 % und wird auf den Endkundenstrompreis angewandt. Bei einem unterstellten Stromverbrauch der Haushalte in Höhe von 147,6 TWh (veröffentlichte Zahl des Umweltbundesamtes für das Jahr 2011) belaufen sich die daraus resultierenden Einnahmen im Jahr 2013 auf etwa 1,48 Mrd.. Netzentgelte bilden einen Kostenbestandteil im Bereich Erzeugung, Transport und Vertrieb. Ihre Erhebung dient der Leistungsvergütung der Netzbetreiber. Sofern zum Stromtransport nicht das allgemeine Stromnetz genutzt wird, besteht für den Verbraucher die Möglichkeit einer Befreiung bezüglich der Netzentgelte. Im Jahr 2012 betrugen die Netznutzungsentgelte für Haushaltskunden bundesweit durchschnittlich 5,4 262 ct/kwh, dies entsprach etwa 21 % des Endkundenpreises. Da jeder Netzbetreiber seiner Kostenstruktur entsprechend individuelle (jedoch regulierte) Netzentgelte ausweist, können je nach Netzgebiet sowie auch nach Netzebene stellenweise deutliche Kostenunterschiede auftreten. 263 Da jedoch alle Lieferanten innerhalb eines Netzgebietes die identischen Netzentgelte an den Kunden weiterleiten müssen, ergibt sich hieraus keine wettbewerbsrelevante Größe. Aufgrund der Liberalisierung des Zähl- und Messwesens werden die hiermit verbundenen Aufgaben nicht mehr zwingend durch den lokalen Netzbetreiber erfüllt, sondern können auch von Dritten erbracht werden. Entsprechend werden auch die Kostenbestandteile für Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb separat ausgewiesen. Für Haushaltskunden lagen sie durchschnittlich bei 0,33 ct/kwh, 0,08 ct/kwh und 0,24 ct/kwh. Die Beschaffungskosten können je nach Strategie der Lieferanten unterschiedlich hoch ausfallen. Die jeweilige Beschaffung kann dabei sowohl im Bereich des Einkaufspreises als auch, je nach zeitlichem Beschaffungsvorlauf, bezüglich des benötigten Risikoaufschlages variieren. Zudem können Risiken (verbunden mit den entsprechenden Chancen) individuell zwischen Kunden, Lieferanten und gegebenenfalls Vorlieferanten aufgeteilt werden. Auch hinsichtlich Vertrieb und Marge können sich Lieferanten differenzieren. Bei hinreichender Wettbewerbsintensität werden allerdings auch hier entsprechende Preisgrenzen definiert. 262 Vgl. BNetzA 2013, S So lagen die Netzentgelte für das Jahr 2012 im Netzgebiet der Stadtwerke Trier für einen nicht leistungsgemessenen Kunden im Niederspannungsnetz bei 10 /a sowie 4,06 ct/kwh (Vgl. SWT 2012). Bei einem Haushalt mit einem Verbrauch von kwh ergäbe sich ein Netznutzungsentgelt in Höhe von 4,35 ct/kwh. 264 Vgl. BNetzA 2013, S

144 3.3 Wirtschaftlichkeitsberechnung des Regionalen Stromprodukts Randbedingungen für ein regionales Stromprodukt In einem ersten Ansatz könnte der regional erzeugte EE-Strom mitsamt den verbundenen Vergütungskosten anteilig gleich auf sämtliche Verbrauchergruppen (Haushalte, GHD und Industrie) verteilt werden. Dies würde insbesondere für die Industrie eine spürbare Erhöhung der Beschaffungskosten nach sich ziehen. Da die Privilegierung energieintensiver Unternehmen bereits heute gewohnte Praxis ist, ist eine entsprechende Berücksichtigung auch bei der Ausgestaltung des regionalen Stromproduktes vorstellbar. Dies kann grundsätzlich durch Kompensation durch alle deutschen nichtprivilegierten Endkunden oder lediglich durch die nichtprivilegierten Endkunden in der Region Trier erfolgen. Für das privilegierte Unternehmen würde das bedeuten, dass es den anteiligen Strom zwar integrieren muss, jedoch hierfür lediglich den Börsenpreis plus Zuschlag (in Höhe der heute geltenden verringerten Umlage) zu zahlen hätte. In einem zweiten Ansatz könnten die privilegierten Stromkunden nicht mitberücksichtigt werden, was dazu führt, dass nicht die gesamten in der Region erzeugten (f)ee- Mengen im Rahmen des regionalen Stromprodukts eingebunden werden. Die verbleibende Menge bzw. die nicht teilnehmenden Anlagen (definiert in Abhängigkeit vom Anteil der privilegierten Verbraucher) würden weiterhin nach dem Modell der fixen Einspeisevergütung oder der Direktvermarktung refinanziert werden. Die Option, dass der gesamte regionale (f)ee Strom nur den nicht privilegierten Endkunden zugeordnet wird, soll hier nicht weiter vertieft werden, da diese Lösung bereits frühzeitig spürbare Überdeckungen erwarten lässt. In Abwägung der genannten Optionen wird für den weiteren Verlauf die Annahme getroffen, dass im Rahmen des regionalen Stromprodukts die insgesamt erzeugte (f)ee-menge allen Verbrauchergruppen anteilig zugeteilt wird. Dabei wird die Privilegierung der Industrie nach oben aufgeführtem Ansatz vollzogen. Die Kompensationszahlung der nicht privilegierten Stromkunden für die Zahlungsbefreiung der Industrie erfolgt dabei nicht unter regionaler, sondern bundesweiter Perspektive. Dementsprechend tragen die nicht privilegierten Endkunden der Region Trier anstatt der Zusatzkosten lokal ansässiger Industrieunternehmen den durchschnittlichen, bundesweiten Beitrag eines nicht privilegierten Stromkunden. Errechnet aus dem EEG- Konto für das Jahr 2012 lässt sich dieser Kostenbeitrag auf 0,64 ct/kwh beziffern. Durch diese Praxis können unbeeinflussbare, regionale Mehr- oder Minderbelastungen der Stromkunden vermieden werden. Das Stadtwerk beschafft die gesamte Last aller regional ansässigen Stromverbraucher, abzüglich der regionalen Erzeugung, gebündelt in einem Portfolio. Eine Separierung der Verbrauchergruppen Haushalte, GHD und Industrie und eine getrennte 142

145 Beschaffung der einzelnen Residuallasten erscheint in diesem Zusammenhang nicht zielführend. Ein heterogenes Summenlastprofil bietet aufgrund von Ausgleichseffekten eine deutlich bessere Basis zur Integration hoher Anteile an (f)ee und verzögert ein frühzeitiges Auftreten von Überdeckungen. Der weitere Betrachtungsschwerpunkt der vorliegenden Studie liegt insbesondere auf den Kleinverbrauchern/Haushaltskunden. Ökonomische Optimierungen zwischen Kundengruppen werden im Rahmen der folgenden Berechnungen nicht weiter betrachtet, da hierzu die Informationsbasis fehlt und eine solche Optimierung generell in den Strategie- und Kompetenzbereich des lokalen Akteurs fällt. Um eine Allgemeingültigkeit der Ergebnisse zu erhalten, sollen im Folgenden auch keine lokalspezifischen Besonderheiten hinsichtlich der Erzeuger- und Verbrauchergruppen betrachtet werden. Die Wirtschaftlichkeit eines regionalen Stromprodukts kann durch die Nutzung ggf. temporär verfügbarer Ausnahmeregelungen bzw. Vergünstigungen (kompensiert durch die übrigen Stromkunden) verbessert werden. Hierfür sollen einige Beispiele angeführt werden. Eigenstromerzeugung Da der (dezentrale) EEG-Eigenstromverbrauch politisch gewünscht ist und der Verbraucher das wirtschaftliche Risiko der Erzeugung tragen muss, werden ihm im Gegenzug einige Stromkostenbestandteile erlassen. Hierzu zählen die EEG-Umlagebefreiung nach 37 EEG (2013: 5,3 ct/kwh) die Stromsteuerbefreiung nach 9 StromStG (2013: 2 ct/kwh) sowie ggf. die Netzentgeltbefreiung (2013: 5ct/kWh für Haushaltskunden) Eine Befreiung der Netzentgelte ist möglich, sofern der eigenerzeugte Strom nicht durch ein Netz der allgemeinen Versorgung geleitet wird. Da in Hochlastphasen bei geringer Eigenerzeugung jedoch häufig auf ebendieses leistungsfähige Netzsystem zurückgegriffen werden muss und daher permanent vorzuhalten ist, wird in der aktuellen Debatte die Netzentgeltbefreiung sowie die Sinnhaftigkeit arbeitsabhängiger Netzentgelte kritisiert. Weiter ist gemäß 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG Strom, der in kleinen Erzeugungsanlagen mit einer Nennleistung bis 2 MWel erzeugt und im räumlichen Zusammenhang verbraucht wird, von der Stromsteuer befreit. Bei erstgenannter Anforderung ist die Bestimmung des Anlagenbegriffs ein kritischer Punkt. So bestimmt primär die zentrale Steuerung die Größe der Anlage. Ob eine räumliche Nähe gegeben ist, wird gegenwärtig oftmals in Einzelfällen entschieden. So wurden bereits räumliche Zusammenhänge über mehr als 8 km festgestellt. 143

146 Schließlich bietet auch das bereits erläuterte Grünstromprivileg für Windkraftanlagen in der Grundvergütung eine monetär günstige Konstellation. In der zweiten Vergütungsphase erhalten diese Anlagen geringere Vergütungen (nach EEG 2000: 6,19 ct/kwh; nach EEG 2012: 4,8 ct/kwh) und sind somit äußerst interessant für das Grünstromprivileg, welches nach überschlägigen Berechnungen Vergütungszahlungen von ~ 7-10 ct/kwh erlaubt. An dieser Stelle soll keine Bewertung der Nachvollziehbarkeit oder Berechtigung eben genannter Ausnahmeregelungen getroffen werden. Da die Privilegierungen oftmals in Einzelentscheidungen zu prüfen sind und ihre jeweilige rechtliche Grundlage ggf. rasch entzogen werden kann, sollen sie bei der Entwicklung eines robusten regionalen Stromprodukts nicht im Fokus stehen Auswirkungen des regionalen Stromprodukts auf die Beschaffungsstrategie Durch die Einführung der AusglMechV wurden die Lieferanten von EE-bedingten Mengen- und Preisrisiken befreit. Somit sind sie in Bezug auf das EEG vor allem dazu verpflichtet, die jährlich berechnete, fixe EEG-Umlage zu erheben und an die ÜNB weiterzureichen. So wird die Beschaffung meist durch eine frühzeitige Abdeckung mit standardisierten Produkten bzw. Bändern börslich und außerbörslich sichergestellt, ein direkter Abgleich mit der fee-einspeisung ist nicht üblich. Nachfolgend sollen die zur aktiven Integration regional vorhandener EE-Anlagen resultierenden Auswirkungen auf das Risiko-/Beschaffungsmanagement erläutert werden. Da die Integration regelfähiger, Erneuerbarer Energien deutlich einfacher zu bewerkstelligen ist als die Portfolioeinbindung von Wind- und PV-Strom, konzentrieren sich folgende Ausführungen insbesondere auf die fee. Integration regionaler fee und Herausforderungen an die Beschaffungsorganisation Im Falle einer fee-einbindung prognostiziert das Stadtwerk auch weiterhin den Endkundenabsatz. Als neue wesentliche Größe für die Vertriebssparte ist zusätzlich die Prognose der Einspeisung der regionalen fee mit zu berücksichtigen, wie Abbildung 3-12 veranschaulicht. 144

147 Abbildung 3-12: Portfoliointegration regionalen fee-stroms 265 Je nach gegenwärtiger Kompetenz und Organisation der Lieferanten erfordert die neue Herausforderung gegebenenfalls eine organisatorische Neuausrichtung der Beschaffungsprozesse. Da die Einspeisung der fee-anlagen lediglich sehr kurzfristig zuverlässig vorhersagbar ist, muss die Residuallast ebenso zu gewissen Teilen kurzfristig beschafft bzw. müssen getätigte Handelsgeschäfte angepasst werden. Sofern zudem lastseitig Verschiebepotenziale (bspw. beeinflussbare Industrieprozesse) identifiziert werden können, kann auch eine Anpassung der zu erwartenden Lastkurve an das Dargebot der fee in Betracht gezogen werden. Um den Endkunden die häufig nachgefragten längerfristigen Preisgarantien anbieten zu können und das Beschaffungsrisiko zu minimieren, stellt gerade im Kleinkundenbereich eine langfristig orientierte Beschaffung mit Standardprodukten die Regel dar. Erleichtert wird diese Praxis durch die vereinfachte Bilanzierungsform mit standardisierten Profilen und Jahresverbrauchsprognosen bei nicht leistungsgemessenen Kunden. Eine kurzfristige Anpassung der eingekauften Energiemengen und eine Kostenoptimierung durch Inanspruchnahme aller Teilmärkte des Stromsektors findet auf Basis kurzfristiger Lastprognosen oftmals nur bei verbauchsintensiven Unternehmen aus den Bereichen GHD oder Industrie statt. Der Strombezug erfolgt im einfachsten Fall direkt über ein eigenes Kraftwerk oder etwa das des Mutterkonzerns. Ein eigener Handelszugang zur Strombörse für den Termin- und Spotmarkt ist eher bei größeren Stadtwerken zu vermuten. Kleinere Unternehmen dürften hier meist auf die Angebote eines Dienstleisters (extern, konzernintern etc.) zurückgreifen. Die Aufgabe des Dienstleisters kann im einfachsten Fall die Bereitstellung eines Börsenzugangs sein, sodass der Lieferant die Kosten für eine eigene Zulassung einsparen 265 Eigene Darstellung 145

148 kann. Alternativ könnte der Dienstleister die benötigte Energiemenge des Lieferanten gegen zusätzliches Entgelt beziehen, was letztlich einem Vollversorgungsvertrag entspricht. Eine aktive Einbindung fluktuierender Erneuerbarer hätte bei vielen Lieferanten Einfluss auf die bisherigen Beschaffungsgewohnheiten. Langfristige Lieferverträge mit absicherbaren Mengen würden sich im aufgezeigten Ansatz auf die Residualmenge bei theoretisch maximaler fee-einspeisung und gleichzeitig minimaler Lieferantenlast reduzieren. Die übrige Residuallast könnte entweder über eigene flexible Kapazitäten oder durch Beschaffung an den Spotmärkten ausgeglichen werden. Im Rahmen einer eigenständigen Beschaffung könnten diese neuen Herausforderungen zum Anlass genommen werden, externe Dienstleistungen in Anspruch zu nehmen oder eigene Kompetenzen aufzubauen. Der Lieferant könnte sich demnach weiterhin zwischen einer selbstständigen strukturierten Beschaffung, einer ausgelagerten strukturierten Beschaffung oder einer vertraglichen Vollversorgung entscheiden. Durch letztgenannte Option ließe sich die Höhe der Beschaffungskosten im Vergleich zur preislich schwer vorherzusagenden Marktbeschaffung wiederum längerfristig absichern. Risikoabschätzung, monetäre Auswirkungen Gegenüber den üblichen Marktpreisrisiken bei der Strombeschaffung für Haushaltskunden hat der Lieferant des regionalen Stromprodukts eine weitere Risikokategorie zu berücksichtigen. Dies sind die Risiken, welche aus der langfristig schlecht prognostizierbaren, dargebotsabhängigen Erzeugung der fee-anlagen resultieren. Der stündliche bzw. viertelstündliche Anteil der Erneuerbaren Energien an der regionalen Last ist erst wenige Stunden vor dem Einspeisezeitpunkt robust zu prognostizieren. Für eine qualitative Risikoabschätzung lassen sich vereinfacht das Lastprofil sowie das fee-einspeiseprofil, also der zugesicherten Stromverkauf an den Kunden (Short- Position) sowie der Einkauf von EE-Mengen (Long-Position), separat betrachten. Dies erleichtert eine Risikoabschätzung, auch wenn dadurch mögliche DSM- Potenziale nicht berücksichtigt werden können. 146

149 Tabelle 3-2: Risiken der Kundenlast sowie der integrierten fee-menge 266 Kundenlast fee-menge Mehr- Risiko Mindermengen Der Kunde bezieht insgesamt weniger/mehr Menge als erwartet Es wird mehr/weniger Menge als erwartet eingespeist Preisrisiko Preise steigen Preise fallen Korrelationsrisiko Der Kunde bezieht in teureren Stunden mehr als erwartet fee-mengen treten in vermehrt günstigeren Stunden auf als erwartet Das aufgeführte Mengenrisiko kann dazu führen, dass bereits terminlich abgesicherte Strommengen wieder veräußert bzw. Mindermengen nachgekauft werden. Gegenüber den ursprünglichen Prognosen können damit Abweichungen in der kumulierten fee-strommenge sowie im kurzfristigen Profil auftreten. Die tatsächliche Zusammensetzung der förderfähigen Erzeugung ist ex ante nicht exakt zu bestimmen und ermöglicht daher auch einen Variationsbereich der durchschnittlichen Vergütung. Das entsprechende Preisrisiko beschreibt die Situation, dass ein höherer Anteil an Erzeugung aus Anlagen mit hohen Vergütungsansprüchen (bei gleichbleibender fee- Menge) anfällt. Durch das Korrelationsrisiko besteht zudem die Gefahr, dass Überund Unterdeckung zeitgleich mit anderen Akteuren auftreten und sich dies negativ auf den jeweiligen Börsenpreis auswirkt. Sofern die aus den vorgestellten Risiken resultierenden Kosten nicht problemlos durch den Lieferanten übernommen werden können, können sie auf verschiedene Arten an den Endkunden weitergetragen werden. So könnte z.b. eine monatliche ex post-abrechnung eines variablen Stromkostenbestandteils gegenüber dem Endkunden erfolgen oder eine Preisgarantie nur mit deutlich geringerer Vorlaufzeit ausgesprochen werden. Akzeptiert der Kunde keine ex-post-korrekturen und wünscht einen längerfristig garantierten Strompreis, so sind die aufgezeigten Risiken in Form von Risikoaufschlägen einzupreisen. Eine quantitative Abschätzung dieser Risikoaufschläge übersteigt jedoch den Rahmen dieser Studie. Hiervon unberührt sollte zur Realisierung eines regionalen Stromprodukts mit hohen Anteilen fluktuierender Erzeugung auch eine aktive Einbeziehung der Stromkunden Berücksichtigung finden. 266 Eigene Darstellung 147

150 Regionale fee-ertragsprognosen Der Bedarf einer Vielzahl an jeweils regionalen Ertragsprognosen widerspricht zunächst der Grundlage zur Erlangung einer bestmöglichen Prognosegüte. Mit steigender geographischer Verteilung sowie steigender Anlagenzahl verringert sich der Prognosefehler fluktuierender Erzeugung. Gleichzeitig sinken die spezifischen Transaktionskosten zur Prognoseerstellung sowie der Ausgleichsenergieabwicklung. Demgegenüber verfügen Stadtwerke ggf. über exklusive Online-Messwertzugriffe sowie Kenntnisse zu Anlagenspezifika und kleinräumigen klimatischen Besonderheiten. Diese Vorteile sollten jedoch nur dann signifikant zur Geltung kommen, wenn gleichzeitig die geographische Verteilung sowie die Dimension des Anlagenpools nicht zu klein ausfallen. Hierbei ist zudem der Begriff regional näher zu bestimmen. Sofern das Stadtwerk über eine Netzsparte verfügt, könnte die Ausdehnung des Netzgebietes als Betrachtungsgegenstand herangezogen werden. Da jedoch ein ausgedehntes Netzgebiet in zahlreichen Fällen nicht zwingend vorhanden ist, könnten auch Landkreise, Verwaltungsbezirke oder ausgewiesene Regionen (z.b. Metropolregionen) betrachtet werden. Darüber hinaus ist es denkbar, eine größere geographische Verteilung durch die Kooperation verschiedener Stadtwerke zu erreichen. Gerade ohnehin kooperierende Stadtwerksverbünde (z.b. die MVV Energie AG) wären hier in einer günstigen Situation Gegenüberstellung Regionales Produkt konventionelle Beschaffung Im voranstehenden Kapitel wurden die Auswirkungen des regionalen Stromprodukts auf das Risikomanagement (Portfolio- und Bilanzkreismanagement) erläutert. Die wesentliche Herausforderung für die Lieferanten besteht in der Integration der Erneuerbaren, insbesondere der fluktuierenden Erneuerbaren, in das Beschaffungsportfolio. Da die dargebotsabhängige Erzeugung mit abnehmender Vorlaufzeit wesentlich präziser prognostiziert werden kann, wäre die heute übliche, langfristige Strompreisfixierung nur unter einer aufwändigen Absicherung verschiedener Risiken abbildbar. Durch eine kurzfristigere Beschaffungsstrategie hingegen können verschiedene Risikoaufschläge signifikant verringert oder vermieden werden. Voraussetzung dafür wäre die Inkaufnahme einer kurzfristigeren Preisgarantie bzw. die Akzeptanz einer nachträglichen Korrekturabrechnung seitens der Verbraucher. Somit könnte ein aktiver Beitrag der regionalen Endkunden wesentlich zur Umsetzbarkeit und Wirtschaftlichkeit des Produktes beitragen. Folglich werden in den aufgeführten Berechnungen 148

151 Preisgarantien von wenigen Monaten (bzw. alternativ Nachholungsmöglichkeiten) angenommen. Bei Interpretation der Ergebnisse ist entsprechend zu beachten, dass bei Annahmen längerfristiger Preisgarantien entsprechende Risikoaufschläge zu addieren sind. Im Rahmen dieser Studie ist es jedoch nicht möglich, die zusätzlichen Anforderungen an die Kompetenz und Verfügbarkeit der Beschaffungs- bzw. Handelsabteilung erschöpfend zu quantifizieren. Entsprechend ist der Kostenblock Vertrieb und Marge unter Vorbehalt zu sehen. Unter der Annahme einer kurzfristigen Preisgarantie wurde eine vollständige und partielle (exklusiv fee) Integration der Erneuerbaren Energien in ein regionales Stromprodukt berechnet. Als Vergleichsgröße dienen die Beschaffungskosten einer längerfristig orientierten konventionellen Beschaffungsstrategie. 149

152 Tabelle 3-3: Kalkulation der Beschaffungsposten 267 a) alle EE in der Region Kosten Residualausgleich ,68 Kosten EEG-Vergütungen ,68 Kosten EE nicht EEG ,91 Verbrauch Endkunden Endkundenpreis 1 Befreiung Priv. LV Endkundenpreis ,80 kwh 0,1029 /kwh 0,0064 /kwh 0,1093 /kwh b) fee in der Region Kosten Residualausgleich ,35 Kosten fee-vergütungen ,20 Verbrauch Endkunden Endkundenpreis 1 Befreiung Priv. LV Endkundenpreis ,80 kwh 0,0879 /kwh 0,0064 /kwh 0,0943 /kwh konventionelle Beschaffung (ohne (f)ee Integration) Kosten Beschaffung ,02 Kosten EEG ,93 Verbrauch Endkunden Endkundenpreis Ek.-Preis inkl. Nachholung ,80 kwh 0,0989 /kwh 0,1081 /kwh a) Beschaffungskosten bei Integration von 100 % EE der Region 267 Eigene Darstellung 150

153 Eine vollständige EE-Integration berücksichtigt sämtliche Technologien sowie auch nicht förderfähige EE-Anlagen. Für die vergütungsfähigen Anlagen wurde eine Einbindung unter deren individuellen Vergütungssätzen angenommen. Von diesen Vergütungen wurden noch nicht die vermiedenen Netznutzungsentgelte in Abzug gebracht 268. Für EE Anlagen, denen kein Vergütungsanspruch zusteht (in Trier ausschließlich Wasserkraft), wurde eine Einbindung zum durchschnittlichen Terminmarktpreis (Phelix Base Year) des Vorjahres 2011 für das Lieferjahr 2012 angenommen. 269 Die Residualbeschaffung bzw. Residualvermarktung ergibt sich aus der Differenz von stündlicher Last und der entsprechenden Erzeugung aus (f)ee-anlagen. Stündliche Unterdeckungen wurden zu Spotmarktpreisen (EPEX Spot Day-Ahead) beschafft, Portfolioüberdeckungen wurden in gleiche Weise als Verkauf platziert. So ergeben sich die durchschnittlichen Beschaffungskosten des regionalen Stromprodukts für das Jahr 2012 nach folgender Formel: Formel 1: Beschaffungskosten 2012 regionales Stromprodukt EE 8784 Beschaffungskosten 2012 = 1 (Anteil EEG Preis EEG + Anteil EE EEG Preis Termin + Anteil Residual Preis Spot ) Entsprechend der zuvor dargestellten Übersichtstabelle ergeben sich bei Aufteilung der drei Kostenpositionen auf den Stromverbrauch durchschnittliche Beschaffungskosten in Höhe von 10,3 ct/kwh. Inklusive der Kompensationszahlung zur Entlastung der privilegierten Industrie erhöht sich der Preis auf 10,9 ct/kwh. Eine Zahlungsverpflichtung der EEG-Umlage würde eine Doppelbelastung der regionalen Stromkunden darstellen und ist daher kritisch zu hinterfragen. Als Referenzwert zum regionalen Stromprodukt wird die Summe aus marktlicher Beschaffung und EEG-Umlage herangezogen. Die durchschnittliche konventionelle Beschaffung wird in Anlehnung an Abbildung 3-10 mit einem Preis von 6,3 ct/kwh angenommen. Zuzüglich der für das Jahr 2012 geltenden EEG-Umlage in Höhe von 3,592 ct/kwh ergibt sich ein Beschaffungspreis in Höhe von 9,9 ct/kwh. Somit läge der Beschaffungspreis für das regionale Stromprodukt (ohne EEG-Umlage) nur marginal über der konventionellen Beschaffung (inkl. EEG-Umlage). Hierbei ist zu be- 268 Dieser Aspekt wird vertieft in behandelt 269 Alternativ könnte dieser Strom zu den Spotpreisen des Jahres 2012 bewertet werden. Da die Anlagenbetreiber jedoch ein starkes Interesse an gesicherten Einnahmen haben und sie für das regionales Stromprodukt gewonnen werden müssen, wäre eine jährliche Preisgarantie ein gangbarer Weg. 151

154 rücksichtigen, dass die ausgewiesene EEG-Umlage einen Prognosewert aus dem Vorjahr darstellt. So führte der unerwartet starke Zubau an EEG-Anlagen für das Jahr 2012 zu deutlich höheren Vergütungskosten (sowie niedrigeren Börsenpreisen aufgrund des Merit-Order-Effekts), welche es galt im Folgejahr nachzuholen. Wird diese Nachholung bereits in die EEG-Umlage des Jahres 2012 eingerechnet, ergäbe sich eine Umlage in Höhe von 4,51 ct/kwh. Für einen Haushaltskunden würde danach der Beschaffungspreis bei konventioneller Beschaffung auf 10,81 ct/kwh ansteigen und läge über den Kosten des regionalen Stromprodukts (exklusive EEG- Umlage). b) Beschaffungskosten bei reiner Integration der fee: Weil die Integration der stark fluktuierenden Erzeugung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen die wesentliche Herausforderung im Portfolio- und Bilanzkreismanagement darstellt, wäre es vorstellbar ausschließlich diese Energiemengen in ein regionales Stromprodukt einzubinden. Für die Residualbeschaffung wird erneut der Spotmarktpreis unterstellt. So lägen bei reiner fee-integration die Beschaffungskosten des regionalen Stromprodukts nach folgender Berechnungsformel bei 8,8 ct/kwh. Formel 2: Beschaffungskosten 2012 regionales Stromprodukt fee Beschaffungskosten 2012 = (Anteil Wind&PV Preis Wind&PV + Anteil Residual Preis Spot ) Inklusive der Kompensationszahlung zur Entlastung der privilegierten Industrie beläuft sich der Beschaffungspreis auf 9,43 ct/kwh. Da besonders die Windenergie vergleichsweise geringe Vergütungssätze aufweist, ist dieses Ergebnis nicht überraschend. Ohne eine breite Förderung aller Technologien (insbesondere auch der höherpreisigen Biomasse) ist jedoch fraglich, ob diesem regionalen Stromprodukt mit selektiver Technologieeinbindung die EEG-Umlage erlassen werden kann. Da im Rahmen der vorliegenden Studie eine vollständige Integration der regionalen fee angestrebt wird und dies bereits in erster Näherung unter gewissen Rahmenbedingungen wirtschaftlich abbildbar ist, soll im weiteren Verlauf ausschließlich Fall a) weiter betrachtet werden. 152

155 Zwischenfazit Die Berechnung des Stromprodukts für die Region Trier zeigen, dass auch eine nicht zusätzlich geförderte Direkteinbindung von fee-strom vergleichbare Beschaffungskosten im Vergleich zur gewohnten Praxis erzielen kann. Dies ist zunächst sehr positiv und vielversprechend zu werten. Ein stabiles Geschäftsmodell kann hieraus allein jedoch noch nicht abgeleitet werden. So sind etwa die erzielten Börsenerlöse aus der Veräußerung von Überdeckungen perspektivisch nicht zwingend in vergleichbarem Ausmaß gesichert. Zudem konnten aus Gründen der Komplexität keine zusätzlichen organisatorischen Kosten durch die sehr kurzfristig orientierte marktliche Residualbeschaffung oder den Aufwand einer monatlichen Preisfixierung (bzw. Nachholung) eingerechnet werden. Weiter wird auch eine wesentliche Prämisse dieser Studie, alle regionalen EE unter Vertrag zu nehmen, zu nicht unerheblichen Transaktionskosten führen. Ferner hängt die Vergleichbarkeit der Beschaffungspreise sehr stark vom Umgang mit der EEG-Umlagepflicht ab. Anhand der genannten Beispiele wird rasch deutlich, dass eine robuste Wirtschaftlichkeit des regionalen Stromprodukts nur abgesichert werden kann, sofern kostenseitig weitere Freiräume geschaffen werden. Aus diesem Grund wird im Folgenden eine Modifikation potenziell heranziehbarer Stromkostenbestandteile diskutiert Optionen zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit Zur Prüfung zusätzlicher Möglichkeiten bezüglich der Kostenoptimierung eines regionalen Stromprodukts wird der Strompreis für Haushaltskunden nachfolgend in seine Bestandteile zerlegt. Somit können die einzelnen Elemente separat beleuchtet und eventuelle Befreiungsmöglichkeiten eruiert werden. Tabelle 3-4 zeigt zusammenfassend potentielle Stellschrauben zur Wirtschaftlichkeitsoptimierung beim Endkundenpreis (blau gefärbt). Die übrigen Kostenbestandteile sowie die Netzentgelte sollen im Zusammenhang mit Einführung des regionalen Stromprodukts unangetastet bleiben. Entgegen den hier angesetzten durchschnittlichen Beschaffungspreisen von 6,3 ct/kwh liegt dieser Wert aufgrund der direkten Portfolioeinbindung des regionalen EE-Stroms zur weiteren Kalkulation bei 10,3 ct/kwh. 153

156 Tabelle 3-4: Stellschrauben für ein regionales Stromprodukt (2012) 270 Stellschraube Höhe in ct/kwh Anteil in Prozent EEG-Umlage 3,6 ct/kwh 14 % Stromsteuer 2,1 ct/kwh 8 % Mehrwertsteuer (19 %) 4,1 ct/kwh 16 % Beschaffungskosten 6,3 ct/kwh 24 % Netzentgelte 5,4 ct/kwh 21 % Vertrieb und Marge 1,8 ct/kwh 7 % Übrige Bestandteile 271 2,6 ct/kwh 10 % Summe 25,9 ct/kwh Bevor in den darauffolgenden Abschnitten die EEG-Umlage sowie die Steuerzahlungen als wesentliche Stellschrauben tiefergehend analysiert werden, soll zunächst eine Kostenersparnis, durch die Einberechnung der sogenannten vermiedenen Netznutzungsentgelte gem. 18 StromNEV diskutiert werden Vermiedene Netznutzungsentgelte (f)ee Anlagen, welche nach dem EEG gefördert werden (Fixvergütung, gleitende Marktprämie, Grünstromprivileg) haben keinen direkten Anspruch auf die Auszahlung vermiedener Netznutzungsentgelte. Stattdessen kommt dieser Betrag dem Umlagenkonto zugute und senkt so die EEG-Umlage der nicht privilegierten Stromverbraucher. Da das regionale Stromprodukt letztlich ebenso ein vergleichbares Parallelsystem darstellt, könnte der Anspruch erhoben werden, die vermiedenen Netznutzungsentgelte nun regional zur (f)ee-kostensenkung dem Stadtwerk zur Verfügung zu stellen. Wie unten aufgeführte Tabelle zeigt, kann dies die spezifischen Kosten der vergütungsfähigen (f)ee-anlagen um etwa einen halben Cent pro kwh senken. 270 Eigene Darstellung 271 nicht beeinflussbar im Sinne der Kostenbestandteile aus Abbildung Dazu zählen die Konzessionsabgabe, die 19- Umlage, die KWKG-Umlage sowie die Kosten für Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb. Seit 2013 müsste hier zudem noch die Offshore-Umlage sowie seit 2014 außerdem noch die AblAV-Kosten Berücksichtigung finden. 154

157 Tabelle 3-5: Vermiedene Netznutzungsentgelte Trier vnne in Biomasse ,79 Deponiegas 1.830,47 Klärgas 2.922,61 Solar ,81 Wasser ,90 Wind ,99 Summe ,58 EEG Kosten inkl. vnne EEG Kosten exkl. vnne Differenz EEG Kosten 14,95 ct/kwh 15,48 ct/kwh 0,53 ct/kwh EEG-Umlage Eine Ermäßigung bei der EEG-Umlage könnte prinzipiell in Aussicht gestellt werden, sofern ein Stromlieferant eine überdurchschnittliche Integrationsaufgabe für Strom aus Erneuerbaren Energien erfüllt. Im Jahr 2012 betrug die EEG-Umlage 3,6 ct/kwh und somit etwa 14 % des Endkundenpreises (2013: 5,28 ct/kwh und 2014: 6,24 ct/kwh). Es ist zu beachten, dass bei einer vollständigen Befreiung der EEG-Umlage die Wirtschaftlichkeit des regionalen Produkts stets gewiss mit einer Anhebung der Umlage ansteigt. Gleichzeitig schreitet jedoch auch der Ausbau Erneuerbarer Energien in der Region voran, was einen vergleichbaren Effekt für die Kunden des regionalen Stromprodukts mit sich bringt. Zudem orientiert sich die Kompensationszahlung zur Industrieprivilegierung am bundesweiten Durchschnitt und erlaubt keine Besserstellung. Wie bereits angedeutet, wäre eine Umlagebefreiung zur Realisierung eines regionalen Stromprodukts bei politischem Willen neu einzuführen. Eine solche Befreiung wäre durchaus nachvollziehbar, da seitens des regionalen Lieferanten bereits vergleichbare Kosten in Form der direkten EE-Anlagenvergütung anfielen, sein Beitrag zur Energiewende demnach bereits hinreichend geleistet wurde. Unter den gegebenen regulatorischen Voraussetzungen existiert bzgl. der Region 272 Eigene Darstellung, Daten: eigene Berechnungen, netztransparenz.de (vormals eeg-kwk.net) 155

158 Trier für das Jahr 2012 keine Möglichkeit, eine Umlagebefreiung- oder Ermäßigung einzufordern. So scheidet etwa eine Anwendung des Grünstromprivilegs (gem. 39 EEG) aus, da der Anteil der EEG-förderfähigen Anlagen nur 46 % statt der benötigten 50 % am Stromverbrauch einnimmt. Bemühungen zur Erfüllung der konkreten Vorgaben des Grünstromprivilegs erscheinen ohnehin obsolet, da sich die Große Koalition aus CDU/CSU und SPD im November 2013 darauf einigte, das Grünstromprivileg nicht weiter fortzuführen Steuerbefreiungen Sofern ein politisches Interesse daran besteht, regionale und erneuerbare Stromprodukte zu forcieren, wären steuerliche Vergünstigungen eine interessante Lösung. Stromsteuer Die Stromsteuer schlägt im Jahr 2012 mit 2,05 (gerundet 2,1) ct/kwh zu Buche. 9 StromStG sieht eine Befreiung für Strom aus erneuerbaren Energieträgern, wenn dieser aus einem ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Energieträgern gespeisten Netz oder einer entsprechenden Leitung entnommen wird, vor. Die Anwendbarkeit dieser Stellgröße ist unter den bestehenden gesetzlichen Anforderungen für die Region Trier nicht gegeben. Dennoch soll zur quantitativen Einschätzung eine Stromsteuerbefreiung für den Strom aus Erneuerbaren Energien beispielhaft unterstellt werden. Diese könnte perspektivisch auch daraus resultieren, dass eine eigene Befreiung zur Realisierung regionaler Stromprodukte eingeführt wird. Zwischenstand Regionales Stromprodukt: Hypothetischer Stromsteuererlass für EEG-Strom: 2,1 * 0,465 (Anteil EEG an Verbrauch) = 0,9765 ct/kwh Mehrwertsteuer Die derzeit geltende Mehrwertsteuer stellt einen beträchtlichen Bestandteil des Strompreises für Haushaltskunden dar. Da die Mehrwertsteuer prozentual auf die übrigen Strompreisbestandteile erhoben wird, folgt aus jeder Erhöhung der Einzelbestandteile auch eine absolute Erhöhung der Mehrwertsteuerzahlung. So entsteht im 273 Vgl. Bundesregierung 2013, S

159 Jahr 2014 alleine durch den Mehrwertsteueraufschlag auf die EEG Umlage (6,24 ct/kwh) eine Kostenposition für den Haushaltskunden in Höhe von voraussichtlich 1,19 ct/kwh. Die Frage, ob die MwSt. bei einzelnen Stromkostenbestandteilen nicht ermäßigt werden oder entfallen soll, ist Gegenstand der aktuellen politischen Diskussion. In diesem Kontext ist jedoch zu beachten, dass die Steuereinnahmen zu Entlastungen der Bürger an anderer Stelle führen. 274 Zur Realisierung eines regionalen Stromprodukts wären Erleichterungen bei der MwSt. ein interessanter Ansatz, da die Lasten hier nicht nur gebündelt auf nicht privilegierte Stromkunden/Lieferanten übertragen werden Quantitative Auswirkungen auf das regionale Stromprodukt Unter Zugrundelegung der zuvor erläuterten Kostenbestandteile sowie der potentiellen Stellschrauben werden die resultierenden Endkundenpreise ermittelt. Hierzu werden die zuvor ausgewiesenen Beschaffungskosten durch den Wert des regionalen Stromprodukts ersetzt. Ebenso wird ein Aufschlag zur Kompensation der Industrieprivilegierung eingepreist. Von einem Nettopreis in Höhe von 26,44 ct/kwh ausgehend werden sowohl einzeln als auch in unterschiedlichen Kombinationen die kostensenkenden Ausgestaltungen der EEG-Umlage, der Stromsteuer, der vermiedenen Netznutzungsentgelte sowie der Mehrwertsteuer durchexerziert. Tabelle 3-6: Stellschrauben zur Wirtschaftlichkeit des regionalen Stromprodukts 275 Integration EEG Preis Regionales Stromprodukt 26,44 ct/kwh* a) EEG Umlage - 3,6 ct/kwh b) Stromsteuer auf EEG -Anteil - 0,9765 ct/kwh c) vnne - 0,53 ct/kwh d) MwSt. verringert * = Beschaffungskosten 10,3 ct, exkl. MwSt., inkl. Industriekompensation (0,64 ct/kwh) 274 Vgl. sueddeutsche.de 275 Eigene Darstellung 157

160 Tabelle 3-7: Auswirkung MwSt. 276 Kombination Ref. a) b)* c)* ab) b)c)* a)c) a)b)c) 19 % MwSt. 31,46 27,18 29,54 30,07 26,02 28,91 26,55 25,39 exkl. MwSt. EEG 29,13 25,16 27,35 27,84 24,09 26,76 24,58 23,50 exkl. MwSt. 26,44 22,84 24,82 25,27 21,86 24,29 22,31 21,33 * = Sofern die EEG-Umlage entrichtet wird, erfolgt auch kein Aufschlag der separaten Industriekompensation Eine Vielzahl der Kostenbestandteile wurde in vorstehender Kalkulation aus Durchschnittswerten im Bundesgebiet herangezogen. Um diese Kalkulation zudem mit Praxiszahlen der Stadtwerke Trier durchzuführen wird ein Preisblatt für das Lieferjahr 2012 (Tarif S-KomfortÖko) analysiert. Tabelle 3-8: Strompreis SWT Strompreisbestandteile 2012 Tarif S-KomfortÖko 100,00 % 0,2530 /kwh Regionales Stromprodukt SWT Vertrieb 5,92 % 0,0150 /kwh 0,0150 /kwh Energieeinkauf 26,36 % 0,0667 /kwh 0,1030 /kwh Netznutzung 20,06 % 0,0508 /kwh 0,0508 /kwh KWK 0,01 % 0,0000 /kwh 0,0000 /kwh EEG 14,62 % 0,0370 /kwh? StromNEV 0,61 % 0,0015 /kwh 0,0015 /kwh Konzessionsabgabe 8,10 % 0,0205 /kwh 0,0205 /kwh Stromsteuer 8,35 % 0,0211 /kwh? Mehrwertsteuer 15,97 % 0,0404 /kwh? Industriekompensation 0,0064 /kwh Auf der vorstehenden Datengrundlage werden erneut die einzelnen Stellschrauben zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit in unterschiedlicher Verknüpfung angewandt. 276 Eigene Darstellung 277 Eigene Darstellung, Daten: eigene Berechnungen, swt.de 158

161 Tabelle 3-9: Auswirkung MwSt. Tarife SWT Kombination Ref. a) b)* c)* ab) b)c)* a)c) a)b)c) 19 % MwSt. 30,38 26,10 27,11 28,99 23,58 26,47 25,47 22,95 ex. MwSt. EEG 28,13 24,16 25,09 26,84 21,83 24,51 23,58 21,25 exkl. MwSt. 25,53 21,93 22,78 24,36 19,82 22,25 21,40 19,29 * = Sofern die EEG-Umlage entrichtet wird, erfolgt auch kein Aufschlag der separaten Industriekompensation Zwischenfazit Stromkostenbestandteile Je nach Ausgestaltung und Kombination preissenkender Stellschrauben eröffnet sich ein Preisbereich für den Haushaltskunden von 31,46 im teuersten bis zu 21,33 ct/kwh im günstigsten Fall (für das Tarifgebiet der SWT entsprechend 30,38 ct/kwh bzw. 19,29 ct/kwh). Für Gewerbekunden entfällt ohnehin die Preisschraube der verminderten Mehrwertsteuer. Diese Spannbreite des Endkundenpreises erlaubt es prinzipiell eine Besser- oder Schlechterstellung der regionalen Stromkunden ggü. den Übrigen zu vermeiden. In Anlehnung an das zuvor geschlossene Zwischenfazit der Beschaffungskosten ist erneut zu beachten, dass Unwägbarkeiten (Organisatorische Mehrkosten, Marktpreisentwicklung) zur robusten, wirtschaftlichen Abbildungen in diesem Rahmen nicht quantifiziert werden können. Im Vorfeld einer praktischen Umsetzung oder Feldstudie wäre dies jedoch unerlässlich. Ebenso schwierig lässt sich auf der anderen Seite der Marketing-Effekt des regionalen Stromproduktes mitberücksichtigen Beiträge des Stadtwerke und der Endkunden zum Gelingen eines regionalen Stromprodukts In vorstehender Kalkulation ist bereit ein wesentlicher Aspekt zur Einführung eines regionalen Stromprodukts, nämlich die Akzeptanz der Endkunden für kürzerfristige Preisgarantien bzw. Nachholungen, berücksichtigt. Dieser Beitrag ist nicht als selbstverständlich anzusehen. Jedoch adressiert ein regionales, ökologisches Stromprodukt wesentliche Interessen der Stromverbraucher. So ergab eine Umfrage der Service-Rating GmbH, dass der Umweltschutz und der regionale Bezug für 74 % bzw. 62 % der Stromkunden wichtige Kriterien bei der Wahl des Energieversorgers sei- 278 Eigene Darstellung 159

162 en. 279 Ob in einem liberalisierten Markt jedoch alle oder zumindest ein signifikanter Anteil an regionalen Stromnachfragern für die Teilnahme gewonnen werden kann, bleibt zu klären und ist eine wesentliche Prämisse der vorliegenden Studie. Sofern nur vereinzelt Endkunden bereit sind, mitzuwirken und demnach ein Regionales Stromprodukt lediglich ein Nischenprodukt darstellt, sollten die spezifischen Kosten wesentlich höher anzusiedeln sein. Zudem verringern sich wünschenswerte Ausgleichseffekte von Last und (f)ee-einspeisung sowie die Integrationsmöglichkeit der gesamten regionalen (f)ee Erzeugung. Neben den Endkunden können aber auch die Lieferanten/Händler und in diesem Fall konkret das Stadtwerk einen wesentlichen Beitrag zur Umsetzung des regionalen Stromprodukts leisten. So könnte beispielsweise die monatliche Abrechnung und Preisfixierung der Endkunden auf mehrere Monate ausgedehnt werden, sofern der Lieferant über die Kompetenz verfügt, wesentliche Mengen- und Preisschwankungen robust zu prognostizieren. Hierzu wären die Risiken bzw. Kosten des größtmöglichen Schadenfalles zu quantifizieren. Sofern sich dieser im Bereich der Kostenpositionen Vertrieb & Marge bewegt, könnte ein aktives Mitwirken zur Realisierung eines regionales Stromprodukts in der Übernahme des Risikos liegen. Nach einem deutlichen Anstieg der Kosten für Vertrieb und Marge im Jahr 2010 blieb diese Größe in den vergangenen Jahren recht konstant. 279 Vgl. ZFK

163 Abbildung 3-13: Kostenbestandteile Strompreis 280 Im Monitoringbericht 2012 werden für das Jahr 2012 Kostenpositionen für den Vertrieb und die Marge zwischen 1,75 und 2,5 ct/kwh 281 festgestellt. Einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe hat im Besonderen die jeweilige Wettbewerbssituation der Lieferanten bzw. des jeweiligen Stromprodukts 282. Die durchschnittlich höchsten Margen sind hierbei in der Grund-/Ersatzversorgung auszumachen. Da Stadtwerke oftmals die Rolle des Grund-/Ersatzversorgers in den Netzgebieten der Region ausfüllen, bieten sich ihnen interessante Optionen. So kann bereits auf einen festen Kundenstamm zurückgegriffen werden, deren Charakteristik bekannt ist und die heute bereits einen monatlichen Stromtarif beziehen. Im Rahmen dieser Diskussion muss auch berücksichtigt werden, dass Stadtwerke über Einschnitte bei der Marge ihre Ambitionen deutlich machen, einen bedeutsamen Beitrag zum Gelingen der Energiewende zu leisten. Eine hieraus resultierende positive öffentliche Wahrnehmung des Akteurs kann dabei mittelfristig auch einen ökonomischen Nutzen hervorrufen. 280 Quelle: Energy Brainpool Vgl. BNetzA Zu dieser Erkenntnis kommt auch Energy Brainpool 2013, S

164 3.4 Auswirkungen des regionalen Stromprodukts auf die CO2- Bilanz Die Einbindung ortsnaher EE-Anlagen in das Beschaffungsportfolio nimmt bei isolierter Betrachtung einer einzelnen Region Einfluss auf die entsprechende CO2-Bilanz, da sich die Zusammensetzung des zu berücksichtigenden Kraftwerksparks entsprechend ändert. Für die Region Trier bedeutet dies, dass die bundesdurchschnittliche Zusammensetzung vorwiegend durch Wind- und Wasserkraft verdrängt wird, gefolgt von PV und Bioenergie. Als Berechnungsgrundlage wurden dabei die in Kapitel 3.1 beschriebenen Einspeisedaten verwendet. Die modellierten Stunden der EE- Überdeckung wurden bei der Bilanzierung nicht mit berücksichtigt, da in 2012 noch keine Einspeicherung, sondern ausschließlich ein Verkauf der EE unterstellt wurde. Dies entspricht bei regionaler Betrachtung einem Energie-Export und kann daher nicht mit angerechnet werden. Die Emissionshöhe bei börslicher Beschaffung wurde mit dem bundesweit durchschnittlichen CO2-Emissionswert aus dem Jahr 2012 in Höhe von 576 g/ kwh angenommen. Auf eine Korrektur um die eingebundenen Anlagen wurde verzichtet, da eine entsprechende Anpassung des gesamtdeutschen Kraftwerksparks lediglich zu marginalen Wertänderungen geführt hätte. Für die spezifischen CO2-Werte wurde auf Annahmen aus der Emissionsbilanz des Umweltbundesamtes 283 zurückgegriffen. Tabelle 3-10 zeigt, welche konventionellen Energieträger bzw. welcher spezifische Kohlendioxid-Ausstoß demgemäß durch die einzelnen EE-Technologien verdrängt werden. Tabelle 3-10: Verdrängungsanteile der einzelnen EE-Technologien bezogen auf konventionelle Erzeugung für spezifischer CO2- Ausstoß in g/ kwh Braunkohle Steinkohle Gas Wind 3,3 % 80,1 % 16,6 % Wasser 2,8 % 75,7 % 21,5 % PV 3,0 % 75,5 % 21,5 % Bioenergie 2,8 % 75,3 % 22,1 % In Tabelle 3-11 sind die entsprechenden CO2-Werte für die EE-Technologien mit den berechneten Mengen hinsichtlich Ausstoß und Vermeidung abgetragen. Die CO2-283 Vgl. UBA 2013, Emissionsbilanz erneuerbarer Energieträger - Bestimmung der vermiedenen Emissionen im Jahr Eigene Darstellung, Daten: UBA

165 Mengen beziehen sich dabei auf die jeweiligen Netto-Erzeugungsmengen. Tabelle 3-11: Zugewiesener CO2-Ausstoß und entsprechende CO2-Vermeidung der EE- Technologien durch Verdrängung konventioneller Erzeuger 285 Bruttoerzeugung (inkl. Export) in GWh Netto- Erzeugung in GWh spezifischer CO2-Ausstoß in g/ kwh Netto- CO2- Ausstoß in t CO2- Vermeidung in t Wind , Wasser , PV , Bioenergie , Bei einer regionalen CO2-Berechnung ist zu beachten, dass bei anschließender Betrachtung einer übergeordneten Region die vormals verdrängten CO2-Emissionen gegebenenfalls wieder mit einberechnet werden müssen. In der erfolgten Regionalberechnung würden demnach die Emissionen, welche der Region Trier aufgrund regionaler Verdrängung durch EE nicht mehr anzurechnen waren, bei einer gesamtdeutschen Betrachtung wieder mit einfließen müssen. Bezogen auf eine globale Betrachtung bedeutet dies, dass eine Verdrängung lediglich im Sinne von tatsächlich nicht freigesetztem CO2 verstanden werden kann. Einen solchen Effekt könnte das regionale Stromprodukt allerdings vermutlich nicht leisten. 285 Eigene Darstellung 163

166 4 Veränderte Rahmenbedingungen für das Regionale Stromprodukt und die Stadtwerke Trier im Jahr 2020 (erste Vorarbeiten zum August 2013, Recherche und Analyseschwerpunkt bis April 2014) 4.1 Technische Optimierungspotenziale Aufgrund des stetig wachsenden Anteils der Erneuerbaren Energien werden konventionelle fossile und atomare Stromerzeuger sukzessive verdrängt. In diesem Zusammenhang gewinnt zunehmend die Frage an Bedeutung, wie die Versorgungssicherheit künftig auch in (ggf. unvorhersehbaren) Phasen mit geringer Erzeugung aus Photovoltaik- und Windenergieanlagen gewährleistet werden kann. In einem ersten Schritt kommt hierbei insbesondere den bereits vorhandenen flexiblen fossilen Kraftwerken eine wichtige Rolle zu. Ihre Wirtschaftlichkeit sowie die Thematik möglicher Kapazitätsmärkte sollen an dieser Stelle jedoch einer umfassenderen technisch, ökonomischen Einschätzung sämtlicher technischer Optionen nachgeordnet werden. Auch der Ausbau eines leistungsfähigen Übertragungs- und Verteilnetzes spielt bei Erschließung möglicher Flexibilitätsoptionen sowie einer kosteneffizienten Systemtransformation eine entscheidende Rolle. Der Netzausbau wird an dieser Stelle jedoch nicht tiefer gehend behandelt. Neben flexiblen oder ggf. flexibilisierbaren Kohle- und Gaskraftwerken existiert eine breite Palette an weiteren Flexibilitätsoptionen: flexible Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), regelbare Bioenergie, Stromeinsparung, flexible Nachfrage (DSM), Netzersatzanlagen (Notstromaggregate), der Stromaustausch mit dem Ausland sowie Speicher. Eine entsprechende Darstellung ist der folgenden Kompassrose zu entnehmen: 164

167 Abbildung 4-1: Technische Flexibilisierungsoptionen für einen fee-zentrierten Strommarkt 286 Hierbei decken die genannten Optionen unterschiedliche Flexibilitätsbedürfnisse ab. Eine Klassifizierung der flexiblen Kapazitäten kann wie folgt aussehen: Kapazitäten für Sekunden bis Minuten (Sicherheit der Netzstabilität bei kurzfristigen Erzeugungs- und Nachfrageschwankungen) a. über den Regelenergiemarkt abgedeckt und ausreichend vorhanden b. derzeitige Bereitstellung vor allem durch fossile Kraftwerke 2. Kapazitäten für mehrere Stunden (Ausgleich von Stunden mit höherer/niedrigerer fee-einspeisung oder Nachfrage) a. Derzeit aufgrund erzeugungsseitiger Überkapazitäten ausreichend vorhanden b. Wirtschaftlichkeit der älteren, fossilen Kraftwerke wird zunehmend schlechter, möglicherweise kommt es zu Abschaltungen c. Bedarf wird durch den fee-ausbau weiter steigen, daher sind Alternati- 286 Eigene Darstellung 287 Vgl. IZES

168 ven zu ausscheidenden konventionellen Kraftwerken zu finden. 3. Kapazitäten für Tage bis Wochen (Ausgleich von länger anhaltenden Differenzen zwischen Last und fee-dargebot) a. Derzeitige Bereitstellung vor allem durch konventionelle Grundlastkraftwerke (Braunkohle- und Kernkraftwerke) b. Anstatt durch eine durchgängige Betriebsweise von Grundlastkraftwerken könnte die erforderliche Ausgleichskapazität auch abwechselnd von anderweitigen Erzeugungsanlagen und perspektivisch von Speicherlösungen bereitgestellt werden. c. Mit steigendem Anteil der fee sinkt der Bedarf an klassischer Grundlasterzeugung. Begrenzung der Flexibilitätsoptionen aus ökologischer Sicht Sollen künftig Windkraft- und PV-Anlagen wesentlich die Stromerzeugung in Deutschland prägen, so muss das Stromsystem an ihre Charakteristik angepasst werden. Demnach darf eine Drosselung oder Abregelung von fee-anlagen lediglich als Ultima Ratio, beispielsweise bei lokalen Netzengpässen, dienen. Ansonsten gilt es, die größtmögliche Menge des brennstoff- und emissionsfrei erzeugten Stroms zu nutzen und eine ausreichend hohe Flexibilisierung des übrigen, nicht dargebotsabhängigen Erzeugungsparks zu erreichen. Kritisch werden zudem Flexibilitätsoptionen gesehen, die ggf. temporär selbst Inflexibilitäten darstellen. Ein Beispiel hierfür stellen elektrische Nachtspeicherheizungen dar, die etwa in längeren Perioden mit wenig fee-erzeugung selbst die Nachfrage einer konventionellen Mindesterzeugung anheben. Dies geschieht zudem überwiegend in den Wintermonaten, in welchen üblicherweise ohnehin die Jahreshöchstlast erreicht wird. Zeitstrahl und Rangfolge der Flexibilitätsoptionen Die beiden Zeitmarken der vorliegenden Studie ( und 2020) umspannen einen interessanten Zeitraum. Für Deutschland werden bis zum Jahr 2020 lediglich vereinzelt Stunden auftreten, in denen die Erzeugung aus EE die inländische Nachfrage übersteigt. Demnach hat die Verwendung von Überschussstrom mittelfristig sicherlich nicht die höchste Priorität. Die Herausforderung liegt insbesondere darin, dass nicht dargebotsabhängige Erzeugung flexibel die vorhersehbaren und nicht 166

169 vorhersehbaren stundenweisen Abweichungen zwischen fee-prognosen und IST- Einspeisungen abfedern. In kurzfristiger Perspektive kann insbesondere die Kraft-Wärme-Kopplung eine tragende Rolle bei der Gewährleistung der Strom-Versorgungssicherheit und Netzstabilität übernehmen. Die KWK kann im kurzfristigen Ausgleich wichtige Systemdienstleistungen erfüllen und trägt durch das Zusammenfallen winterlicher Last- und Wärmespitzen zur längerfristigen Versorgungssicherheit bei. Im Kontext der KWK- Nutzung oder einer Einspeisung in das Gasnetz können zudem Bioenergiekraftwerke einen systemisch wichtigen Beitrag leisten. Durch Flexibilisierungen der Bioenergie (insbesondere der Neuanlagen, ggf. aber auch des Bestandes) können sie künftig wichtige Aufgaben des Residuallastausgleiches sowie der Bereitstellung von Systemdienstleistungen übernehmen. Zudem sollten die Potenziale des industriellen Lastmanagements zeitnah identifiziert und erschlossen werden. Mit vergleichbar wenig Kommunikationstechnik (ggü. dem Haushalts- und GHD-Bereich) können hier erhebliche Leistungsgrößen beeinflusst werden. Aus dem technisch-theoretischen Potenzial sind jene Maßnahmen zu bevorzugen, welche nahezu keine Auswirkungen auf die Produktionsprozesse haben. Sind zusätzliche Zwischenspeicherungen/ -lagerungen oder eine zwischenzeitliche Produktionsunterbrechung notwendig, so steigen die Anforderungen an die Einnahmen aus der Stromsystemdienstleistung. Abbildung 4-2 zeigt eine zeitliche und technische Rangfolge möglicher Flexibilitätsoptionen. Neben den bereits angeführten kurzfristig zu realisierenden Optionen werden auch mittelfristig anzuvisierende Optionen und Zukunftsperspektiven (ab 2020) eingeordnet. In einer mittelfristigen Perspektive sollten so schwerpunktmäßig neue flexible und emissionsarme Kraftwerke angestoßen werden. Hinsichtlich der Speicheroptionen sind im Besonderen ökologisch vertretbare Pumpspeicher-Kapazitäten zu erschließen. Mit dem Ende der laufenden Dekade werden sich die Stunden häufen, in denen besonders die fee-einspeisung die bundesweite Nachfrage übersteigen wird. Mit sinkenden Kosten der Datenkommunikation und der IT-Technologie können dann zunehmend auch Lastbeeinflussungen in Haushalten (sowie dem GHD-Sektor) an Bedeutung gewinnen. Unter diesen neuen Rahmenbedingungen werden schließlich auch aktiv Abnehmergruppen von Überschussstrom identifiziert werden müssen. Zu diesen Optionen zählen Überschussstrom-zu-Wärmeanwendungen, Batteriespeicher bzw. Elektromobilität sowie auch der Wasserstoff- und Gassektor (Power to Gas). 167

170 Abbildung 4-2: Rangfolge der Flexibilitätsoptionen 288 Nachdem nun eine Übersicht und eine Roadmap potentieller Flexibilitätsoptionen aufgezeigt wurde, sollen in den folgenden Abschnitten einzelne nachfrage- und erzeugungsseitige Flexibiltiätsoptionen als Exkurs detaillierter betrachtet und bewertet werden. Dabei können kombinierte Technologien (z.b. KWK-Anlagen mit Stromheizer) selbstredend nicht ausschließlich einer der beiden Kategorien zugeordnet werden Nachfrageseitige Flexibilitätsoptionen Unabdingbare Voraussetzung einer stabilen Netzfrequenz ist die permanente Übereinstimmung von Erzeugung und Verbrauch. Weitgehend erzeugerseitig wird diese Aufgabe heute durch das Zu- und Abschalten sowie das Regeln von Kraftwerken erfüllt. Darüber hinaus ist aber auch eine verbraucherseitige Beeinflussung der Last möglich. Bereits heute ist in einigen Bereichen die Lastbeeinflussung durch den 288 Quelle: IZES

171 Stromverbraucher durchaus üblich, die Motive und Ausgestaltungen sind jedoch äußerst unterschiedlich. So können folgende potentielle Einsatzmöglichkeiten für das Lastmanagement (LM) unterschieden werden: 1. Regelenergiebereitstellung (bei Frequenzabweichung) 2. Bereitstellung abschaltbarer Lasten (gem. Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten) 3. Peak-Shaving zur Vermeidung von Lastspitzen in der Industrie (bereits weit verbreitet), Minderung des Spitzenlastbezugs der Verteilnetzbetreiber (VNB) 4. Beschaffungsoptimierung der Lieferanten (Verlagerung der Endkunden in Stunden niedriger Börsenpreise) 5. Vermeidung von Netzengpässen und Aufschieben des Ausbaus der Netze, Stromspeicher und der Kraftwerke; Verhinderung der Abregelung von EEG- Anlagen (durch negative Leistung) unter 12 EEG (Härtefallregelung) Lastmanagement Definiert ist Lastmanagement als die zeitliche Verschiebung des Lastbedarfs von Anlagen bzw. Unternehmen. Dies erfolgt durch eine geänderte Einsatzplanung von Anlagen, ebenso wie durch kurzfristig regelbare Anlagen, die je nach Lastbedarf angesteuert werden können. Die Anreize für ein Lastmanagement können, wie zuvor aufgeführt, unterschiedlicher Art sein. Auch eine zusätzliche Einnahmenquelle kann so generiert werden, indem die Flexibilitäten der Anlagen nicht selbst zum Lastausgleich genutzt, sondern an übergeordnete Netzbetreiber oder Bilanzkreise vermarktet werden. Nutzungsvarianten: Peak-Shaving: Eine beispielhafte Berechnung für eine Firma aus der Metallverarbeitenden Industrie stellt die Möglichkeiten eines Demand-Side-Managements bezüglich der Kappung von Lastspitzen, dem sogenannten Peak-Shaving dar. Für ein Peak-Shaving muss generell die registrierende Leistungsmessung genutzt werden und zudem ein Energiemanagement- bzw. Lastmanagementsystem zur zeitnahen Kontrolle und Regulierung wichtiger Prozesse installiert sein. 169

172 Abbildung 4-3: Beispielhafte Darstellung des Peak-Shavings mittels Lastmanagement 289 In der Grafik ist zu erkennen, dass eine Senkung der Bezugsleistung in den Mittagsstunden durchgeführt wird, um die Leistungsspitze und somit das Netznutzungsentgelt zu senken. Die Leistungsaufnahme kann bspw. in der Nacht nachgeholt werden, wenn die absolute Bezugslast deutlich geringer ist und somit keine Gefahr von hohen Leistungsspitzen besteht. In diesem speziellen Beispiel wurde eine Anlagen mit einer Leistung von kwel als flexibel angenommen und mit dieser Anlage ein Lastmanagement zur Senkung der Strombezugsspitzen dargestellt. Somit konnte auch die maximale Bezugsleistung um 1000 kwel gesenkt werden, was zu niedrigeren Netznutzungskosten führt, aber auch die Einhaltung der Hochlastzeitfenster verbessern kann. Die Steuerung dieser Leistung kann schon erhebliche Auswirkungen auf den Leistungsbedarf des Unternehmens haben. Die Senkung erfolgt in diesem Fall von kwel auf ca kwel, was einer Reduzierung um ca. 8 % des Leistungsbezugs entspricht. Optimierung der Eigenversorgung mit erneuerbaren Energien: Regelleistungsvermarktung: Eine Vermarktung von flexiblen Stromverbrauchern kann auch in der Regelleistung 289 Eigene Darstellung 170

173 erfolgen, dies ist eine weitere Möglichkeit die Freiheitsgrade von Stromverbrauchern zu nutzen. Die Freiheitsgrade entstehen durch Speicher oder flexible Produktionsabläufe. Wenn flexible Anlagen stillstehen, können diese in negativer Leistungsrichtung vermarktet werden und müssen bei Bedarf eingeschaltet werden. Befinden sich die Anlagen in Betrieb, können sie in positiver Leistungsrichtung vermarktet werden und bei Bedarf abgeschaltet werden. Für die Teilnahme an der Regelleistung sollte eine minimale Leistung von ca kwel erreicht werden. Grundsätzlich kann nicht jedes Unternehmen die Vorteile eines Demand-Side- Managements nutzen. Für eine Umsetzung müssen flexible Anlagen vorhanden sein, die beispielsweise durch Pufferspeicher die Produktion zeitlich verlagern können. Dies ist in der Regel nur dann möglich, solange die Anlagen keine volle Auslastung haben. Muss eine Anlagen bspw. 16 Stunden pro Tag in Betrieb sein, um die geforderte Mengen zu produzieren und ist mit einem Speicher ausgerüstet, so kann diese Anlage flexibel nach Marktgegebenheiten gesteuert werden. Der Einsatz flexibler Lasten sowie dezentraler Erzeugung (siehe auch , ) zur Gewährleistung der benötigten Regelenergie wird in der dena-studie Systemdienstleistungen 2030 nochmals gesondert herausgestellt: Im Hinblick auf die Ausgestaltung des Regelleistungsmarkts ist zu prüfen, inwieweit Präqualifikationsanforderungen, Produkteigenschaften, Ausschreibungszeiträume und Vorlaufzeiten zwischen Ausschreibung und Erbringungszeitraum angepasst werden können, dass der Eintritt neuer Anbieter für Regelleistung aus dezentralen Energieanlagen und flexiblen Stromlasten vereinfacht wird. Parallel gilt es Lösungen zu entwickeln, um eine vermehrte Erbringung von Regelleistung durch dezentrale Energieanlagen aus den Stromverteilnetzen unter Berücksichtigung der lokalen Netzgegebenheiten koordinieren zu können. 290 Zukunftsausblick 2020: Möglich ist auch, dass über das Lastmanagement ein Großteil der fluktuierenden erneuerbaren Erzeuger ausgeregelt werden kann und so die Integration der Erneuerbaren Energien verbessert werden kann. Auch die zukünftig steigende Eigenstromversorgung über erneuerbare Energien kann verbessert werden, da durch ein flexibles Lastmanagement der eigengenutzte Anteil des erneuerbaren Stroms gesteigert werden kann. Des Weiteren kann eine Vermarktung auch an anderen, neu entstehenden Märkten erfolgen. Zudem können sich bestehende Märkte verändern und 290 dena 2014, S

174 somit neuen Regularien unterliegen. Mit flexiblen Anlagen kann dann auf Änderungen der Marktgegebenheiten flexibel reagiert werden. Freiheitsgrade im Stromverbrauch werden zukünftig, in einem sich wandelnden Stromsystem einen wichtigen Part darstellen. Eine erste Potenzialeinschätzung bis 2015/2020 zum Demand-Side-Management wird in der dena-netzstudie II mit rund 20 TWhel bzw. 4 % bezogen auf den gesamten Stromverbrauch genannt, der Industrieanteil liegt bei 36 % bzw. 7,2 TWhel 291. Demand Side Management Maßnahmen können somit insgesamt die Spitzenlast reduzieren, wodurch Grenzkraftwerkskapazität eingespart werden können. Somit wird das Lastmanagement zukünftig eine wichtige Rolle in dem Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch übernehmen. Da diese Technik mit nur geringen Investitionskosten genutzt werden kann und somit eine wirtschaftliche Alternative zu bisher teurer Speichertechnik bildet Stromwärme Auswirkung Wärmepumpen/Nachtspeicherheizungen Wärmepumpen sowie Nachtspeicherheizungen bieten eine naheliegende Flexibilitätsoption zur Nutzung temporär elektrisch nicht nutzbaren Stroms im Raumwärmesektor. Je nach technologischer Ausgestaltung des Wärmepumpensystems (Wasser(Sole)/Wasser, Luft/Wasser etc.) erfolgt die Wärmebereitstellung deutlich effizienter als bei einer Elektrodirektheizung. Es sollte jedoch zwingend beachtet werden, dass das Stromsystem aufgrund eines starken Zubaus an fee mit zunehmenden Fluktuationen belastet ist. So können etwa Windflauten auch mehrere Stunden andauern. Zur Gewährleistung der benötigten Raumwärme, muss die Wärmepumpe/Speicherheizung ggf. innerhalb dieser Zeitspanne wieder in Betrieb gehen. Eine Simulation der fee Einspeisung für den Februar des Jahres 2022 (Grundlage 2011) zeigt, dass die fee gerade im Winter auch länger als einen Tag auf sehr niedrige Niveaus sinken können. Um in diesem Beispiel die Wärme mit hohen Anteilen Erneuerbarer Energien bereitzustellen, dürfte das Wärmesystem die ersten Wochentage keinen Strom beziehen, was lediglich in Kombination mit entsprechend dimensionierten Speichern gewährleistet werden kann. So können installierte Wärmepumpen selbst eine störende Laststeigerung induzieren und eine zusätzliche Nachfrage nach konventionell erzeugtem oder regelbarem erneuerbaren Strom generieren dena: Netzstudie II; S

175 Abbildung 4-4: Erneuerbare Energien und Strombedarf Erzeugungsseitige Flexibilitätsoptionen Als Exkurs der erzeugungsseitigen Flexibilitätsoptionen wird zunächst die Wirtschaftlichkeit von BHKW unter verschiedenen Randannahmen der Wärmenutzung berechnet und mit größeren Erzeugungseinheiten bzw. dem Börsenbezug in Vergleich gestellt. Anschließend wird ein neues Konzept einer Kombination von KWK-Anlage und Elektroerhitzer vorgestellt. Ferner werden Möglichkeiten zur Flexibilisierung der Bioenergie aufgezeigt. Eine wirtschaftliche Einordnung der Möglichkeiten begleitet beide Betrachtungen Wirtschaftlichkeit von BHKW-Anlagen unter Wärmenutzungssensitivitäten Nach dem Restwertverfahren wurden für drei Größenklassen von BHKW die Stromerzeugungskosten bei unterschiedlichen Wärmenutzungssensitivitäten berechnet. Die Wärmegutschrift wurde unter der Annahme einer reinen Wärmeerzeugung in einem Gaskessel bei einem Wirkungsgrad von 95 % ermittelt. Als Referenzwert für potentielle Senkungen der Stromgestehungskosten wurde eine gasbasierte Stromerzeugung ohne Wärmeauskopplung unterstellt. 292 Vgl. Agora

176 Abbildung 4-5: Grenzkosten von BHKW in Abhängigkeit der Wärmeerzeugung 293 Die Wirtschaftlichkeit kleiner BHKW steht in engem Zusammenhang mit der Wärmenutzung. Sehr kleine BHKW verfügen nur über einen geringen elektrischen Wirkungsgrad, umso stärker wirkt die Wärmegutschrift ein. Jene Erzeugungseinheiten sollten zunächst für den Wärmemarkt zur Verfügung stehen und den gekoppelten Strom lediglich nachrangig erzeugen. Eine sehr hohe Anzahl kleinster KWK ist keine Option zum Ausgleich der (elektrischen) Residuallast, da in diesem hypothetischen Fall ein deutlicher Wärmeüberschuss anfallen würde. Ein 2 MW BHKW weist bei einem vergleichsweise hohen elektrischen Wirkungsgrad und vollständiger Wärmeabnahme Stromgestehungskosten von konventionellen Grundlastkraftwerken auf. Aufgrund ihrer zusätzlich höheren Gesamtwirkungsgrade und dezentralen Wärmeabnahmepotenziale können BHKW konventionelle Grundlastkraftwerke substituieren. Im Zusammenhang mit Freiheitsgraden in der Wärmeversorgung können sie zudem als Flexibilität zum Ausgleich der Residuallast dienen. Ansätze, die diese Freiheitsgrade schaffen können, werden in den folgenden Abschnitten dargestellt. 293 Quelle: IZES

177 Power to heat (Kombination KWK-Anlage und Elektroerhitzer) Allgemeine Beschreibung Betrieb Regelmäßig auftretende niedrige Strompreise an der Börse und ein gleichzeitig hoher Gaspreis bedingen hohe Grenzkosten für die Wärmeerzeugung von KWK- Anlagen. Dementsprechend muss der Verkaufspreis hoch genug sein, um KWK- Anlagen wirtschaftlich zu betreiben. Ein flexibler Anlagenpark dient der Absicherung und kann als Lastbremse zur Verfügung stehen. Die Flexibilisierung der KWK-Anlagen kann mittels technischer Einbindung von Elektroerhitzern über Wärmespeicher erreicht werden. Durch die Erbringung von Netzsystemdienstleistungen sowie ggf. mit der Nutzung der negativen bzw. niedrigen Börsenpreise können sich aussichtsreiche Perspektiven hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit ergeben. Bei der Bereitstellung von negativer Regelleistung mit einer KWK-Anlage kann die Wärmebereitstellung auch durch einen Gaskessel erfolgen. Ein elektrischer Prozesserhitzer hingegen kann im Falle einer Nutzung der negativen Regelleistung die Wärmebereitstellung übernehmen und zusätzlich auch vermarktet werden, sodass eine weitere Wertschöpfung möglich ist. Technik Der elektrische Prozesserhitzer dient zur Erwärmung von Flüssigkeiten in Prozesstanks und Druckbehältern oder ähnlichen Anwendungen. Einbau-Varianten sind Durchlauf/Strömungserhitzer, Flanschheizkörper und kleinere Tankheizer, wobei alle aus einer Anzahl von Heizelementen (Rohrbündel) und ggf. einem Mantelrohr bestehen, die in den Flansch eingeschweißt sind. Die Beheizung der Flüssigkeit erfolgt dabei durch Widerstandsdrähte. Theoretisch ist eine Aufheizung des Mediums bis zu 600 C möglich. Anlagen mit mehreren Megawatt können durch die Reihen- oder Parallelschaltung von mehreren Erhitzern realisiert werden. Auch eine Regelung der elektrischen Prozesserhitzer ist möglich 294. Die spezifischen Investitionskosten für die technische Ausrüstung (inkl. Transformatoren, Schaltschränke, MSR, Einbindung in bestehende Strukturen der Wärmeversorgung) liegen bei 120 /kw bis 180 /kw Vgl. Vogler, W Vgl. Weber, U

178 Abbildung 4-6: Elektro-Prozesserhitzer und Strömungserhitzer 296 Potenzial/Grenzkosten Die Wärmespeicher erhöhen durch die Einbindung von Elektroerhitzern die Freiheitsgrade im Fernwärmenetz auf folgende Art und Weise: Wärmeerzeugung über elektrische Prozesserhitzer bei Intraday -Preisen nahe Null bzw. negativen Preisen und bei Abrufen der negativen Regelleistung Reduktion der KWK- Stromproduktion auf Mindestlast oder Abschaltung bei Intraday -Preisen unterhalb der Grenzkosten, Wärmeversorgung über Wärmespeicher. Somit kann die Wirtschaftlichkeit einer KWK-Anlage gesteigert werden, da diese in Zeiten der Unwirtschaftlichkeit wegen zu geringer Strompreise nicht zwingend in Betrieb sein und auch ein Kessel zur Wärmebereitstellung weniger genutzt werden muss. Vermarktung und Rahmenbedingungen Als Vermarktungsmöglichkeiten für eine KWK-Anlage und einen Elektroerhitzer kommen nach den derzeitigen wirtschaftlichen Gegebenheiten die Regelenergie (MRL/SRL) als Systemdienstleistung und die Niedrigpreisausnutzung der EPEX-Spot infrage. Bei der Vermarktung müssen neben den Grenzkosten der teuersten KWK- Anlage auch die Stromnebenkosten (EEG-Umlage, Stromsteuer, etc.) beachtet werden. Neben der überregionalen Systemdienstleistungsbereitstellung können unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen auch im Niederspannungsnetz Systemdienstleistungen zum Zweck der Netzentlastungen anbieten. 297 Hierfür wird ihnen ein indi- 296 Vgl. Vogler, W Vgl. EnWG 2013, 14a 176

179 viduelles Netzentgelt gezahlt. Vorrangig wird auf die Teilnahme an den Regelenergiemärkten (MRL/SRL) gesetzt und die Wirtschaftlichkeit über diese Märkte angestrebt. Eine Kopplung bzw. ein gemeinsamer Aufruf mit einer KWK-Anlage in der negativen Regelenergie erhöht die Wirtschaftlichkeit. Eine Teilnahme an der Regelleistung ist insbesondere in der Minutenreserve gut planbar, da jeden Tag die Planung für die 6 Zeitscheiben des Folgetages erfolgen muss. In der Sekundärregelleistung stellt sich die Planung der Teilnahme aufwendiger dar, diese muss immer für eine Woche im Voraus durchgeführt werden und eine Unterteilung erfolgt nur in einen HT- und einen NT-Tarif. Die tatsächliche elektrische Wärmeerzeugung über die Regelenergie ist nicht vorherzusagen, hängt aber maßgeblich von dem gebotenen Arbeitspreis ab. Zu beachten ist außerdem, dass bei einem Strombezug des el. Prozesserhitzers dieselben Stromnebenkosten fällig werden, die das Unternehmen bei regulärem Strombezug zahlen muss. Möglich ist auch ein Einsatz des el. Prozesserhitzers bei sehr niedrigen bzw. negativen Preisen am Spotmarkt. Liegen diese dann unter den Grenzkosten der KWK- Anlage, wird in diesem Fall auch keine KWK-Wärme verdrängt. Sehr niedrige und negative Preise an dem Spotmarkt werden in der Regel durch eine hohe Einspeisung von EE-Strom verursacht. Bei Wärme-Grenzkosten abzüglich der Stromnebenkosten von bspw. 10 /MWh, wären im Jahr Betriebsstunden über den Intraday- Markt der EPEX-SPOT möglich gewesen. Beide dargestellten Vermarktungsmöglichkeiten können zu einer Reduzierung des KWK-Betriebs in Zeiten von niedrigen Strompreisen führen, in welchen die KWK- Anlage nicht wirtschaftlich betrieben werden kann. Dies ist nur bei einer zeitlichen Entkopplung von Wärmeerzeugung- und verbrauch durch einen entsprechenden Wärmespeicher gegeben. Beide Varianten tragen zur Integration der erneuerbaren Energien bei, wenn auch indirekt. Der Bedarf an Regelleistung wird in Zukunft bedingt durch die Prognosefehler der fluktuierenden erneuerbaren Erzeuger steigen. Somit müssen auch neue Flexibilitäten für die Regelleistung geschaffen werden. In Zukunft können diese Anlagen auch direkt Erzeugungsüberschüsse genutzt werden, derzeit sind die rechtlichen Rahmenbedingungen dazu nicht gegeben. Primärenergiefaktor: Die rechtlichen Vorgaben zum Primärenergiefaktor (PEF) werden in der Energieeinsparverordnung (EnEV, noch aktuell 2009) und der DIN V : , geän- 177

180 dert durch A1: / DIN V : , Berichtigung 1: geregelt. In der ab 1. Mai 2014 geltenden EnEV ist für den rein fossilen Stromanteil ab dem ein Wert von 1,8 zu verwenden. Für den durch Anlagen mit Kraft- Wärme-Kopplung erzeugten Strom gilt der dafür in DIN V : angegebene Wert von 2,8. Bei dem Einsatz der negativen Regelenergie (SRL wie MRL) und auch bei Strombezug über die Strombörse wird Graustrom verbraucht. Im öffentlichen Netz wird der physikalisch gelieferte Strom als allgemeiner Strommix betrachtet und nicht zusätzlich nach konventionell oder erneuerbar erzeugt unterschieden. Bei dem Einsatz von KWK-Anlagen zur Wärmebereitstellung in Fernwärmenetzen wird ein PEF von 0,7 angenommen. Der Einsatz von Elektroerhitzern verschlechtert den PEF insgesamt, dieser kann durch vermehrten Einsatz erneuerbarer Brennstoffe in den KWK-Anlagen ausgeglichen werden. Dies trägt zu einer hohen Kostenbelastung und schlechteren Wettbewerbsfähigkeit von Power to Heat im Regelenergiemarkt oder auch Spotmarkt bei. Praxisbeispiele Power-to-Heat Derzeit kann man schon auf Beispiele für ausgeführte Anlagen zurückgreifen. Zwei Projekte im Megawattbereich sind bei den Stadtwerken Lemgo (5 MW) und Flensburg (30 MW) seit Ende 2012/Anfang 2013 in Betrieb. Die spezifischen Investitionskosten betrugen bei den Stadtwerke Lemgo ca. 160 /kw. Eine Vermarktung erfolgt anfangs in der Minutenreserve und an der Strombörse, weitere Möglichkeiten (z.b. in der Sekundärregelleistung) werden geprüft. 300 Die Stadtwerke Flensburg investierten ca. 2 Mio. Euro in den 30 MW Elektrokessel, die Vermarktung erfolgt ebenfalls hauptsächlich über die Regelleistung. 301 Beide Projekte sind mit einem ausreichend großen Wärmespeicher versehen, um die Leistung des Elektrokessels über mehrere Stunden hinweg aufzunehmen. Die FHW Neukölln AG plant die Inbetriebnahme eines 10 MW Elektrokessels in In Berlin Neukölln soll der Elektroerhitzer in einen Wärmespeicherkreislauf integriert werden. Die Vermarktung soll auch hauptsächlich über die Regelleistung er- 298 Vgl. EnEV 2013, Anlage 1 Nummer Vgl. DIN V : Vgl. Weber, U Vgl. ZfK

181 folgen. 302 Zukunftsausblick 2020 Zukünftig wird die Technik des Power-to-Heat bedingt durch die Steigerung der residualen Last interessanter werden. Am Beispiel der Regelzone 50 Hertz wird kurz das derzeitige und zukünftige Potenzial aufgezeigt. Das Potenzial für Power-to-Heat ergibt sich maßgeblich aus der Residuallast, die positive Residuallast würde auf der Nachfrageseite bis 2020 von derzeit 12 GW (62 TWh) auf 10 GW (16,2 TWh) absinken. Die negative Residuallasthöhe der Regelzone 50Hertz liegt derzeit schon bei 52 Stunden (2010) und wird bis 2020 auf ca Stunden steigen. Das maximal zur Verfügung stehende Power-to-Heat-Potenzial der Regelzone beträgt 5,5 GW (2014) bzw. 7,8 GW (2020). Dies wird auch bedingt sein, durch neue wirtschaftliche Einsatzmöglichkeiten der Anlagen. Dies können beispielsweise Kapazitätsmärkte sein, aber auch die Nutzung von negativen bzw. niedrigen Preisen an der Strombörse, der Nutzungssteigerung von eigenerzeugtem regenerativem Strom oder des Ausgleichs von Erzeugung und Verbrauch auf Regionaler Ebene. Auch für die Spannungshaltung auf Verteilnetzebene kann die Power-to-Heat Technologie zukünftig interessant werden. Grundsätzlich kann jeder Markt interessant sein, in dem flexible Anlagen genutzt werden und einen Vorteil darstellen Flexible Biomasse Durch die Kenntnis des Marktes, die Flexibilisierung der Erzeugungsanlagen (inkl. der neu eingeführten Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen) und die Möglichkeiten, die sich durch ein virtuelles Kraftwerk am Regelenergiemarkt ergeben, sind zusätzlich signifikante Mehreinnahmen möglich. Regelenergie Die Vermarktung von Biomasseanlagen ist stromseitig in der Regelleistung möglich. Dazu ist es erforderlich, dass der biogene Brennstoff im Falle eines Abrufes der negativen Regelleistung (Minutenreserve) zwischengespeichert und die Wärmeversorgung in dieser Zeit über einen Speicher sichergestellt werden kann. Erweitert werden 302 Vgl. Rheinfeld, U

182 kann dieses System mit einem elektrischen Prozesserhitzer, der im Falle eines negativen Abrufes die Wärmebereitstellung übernimmt, auch dieser würde dazu in der Regelleistung vermarktet werden, bei einem Abruf würde die Biomasseanlage abgeschaltet und der Prozesserhitzer eingeschaltet, so könnte der Wärmespeicher kleiner dimensioniert werden. Zur Darstellung der Einnahmenpotenziale wurde eine Abschätzung anhand einer Jahressimulation durchgeführt. Dazu wurden die Marktpreise und Abrufe aus dem Jahr 2012 verwendet und der Wärmebedarf eines Gewerbebetriebs verwendet. Die in der Grafik dargestellten Anlagenleistungen entsprechen in etwa den Leistungsklassen der Anlagen in der Region Trier. Betrachtet wurden Anlagen mit hohen Vollbenutzungsstunden (> h/a). Abbildung 4-7: Einnahmenpotenzial einer Vermarktung einer Biomasseanlage in einem Gewerbebetrieb in der negativen Minutenreserve 303 Das Einnahmenpotenzial ist bereits um einen Händleranteil von einem Drittel, den der Händler des virtuellen Kraftwerks einbehält, reduziert. Mit dem Arbeitspreis und somit der Angebotsstrategie variieren auch die Abrufstundenzahl und das Einnahmenpotenzial. Für dieses Beispiel wurde ein Arbeitspreis von 500 /MWh angesetzt, dies bedeutet, dass die Übertragungsnetzbetreiber 500 /MWh zahlen müssen. Der 303 Eigene Darstellung 180

183 Arbeitspreis wurde so gewählt, dass er über den spezifischen Grenzkosten liegt und über die davon abhängige Abrufstundenzahl pro Jahr noch ein Erlös erzielt werden kann. Dieses Einnahmenpotenzial gibt nur ein grobes Potenzial an und gilt für diesen betrachteten Einzelfall und kann je nach Marktveränderungen, Wärmebedarf und anderen Einflussfaktoren variieren. Interessanter wird dieses Konzept der Vermarktung durch die Einbindung eines elektrischen Prozesserhitzers. Abbildung 4-8: Funktionsschema der Vermarktung eines BHKW mit einem elektrischen Prozesserhitzer im Normalbetrieb Eigene Darstellung 181

184 Abbildung 4-9: Funktionsschema der Vermarktung eines BHKW mit einem elektrischen Prozesserhitzer während eines Abrufes der negativen Minutenreserve 305 Das Funktionsprinzip der Vermarktung von Biomasseanlagen (hier Biogas-BKHW) hat die Vorteile, dass ca. die doppelte Leistung vermarktet werden kann (elektrische Leistung des BHKW, und elektrische Leistung des Erhitzers), weiterhin ist bei einem Abruf der negativen Minutenreserve die Wärmeversorgung durch den elektrischen Prozesserhitzer sichergestellt. Auch eine gewisse Systemredundanz ist durch den elektrischen Prozesserhitzer als zusätzlichen Wärmeerzeuger gegeben. 305 Eigene Darstellung 182

185 Abbildung 4-10: Einnahmenpotenzial einer Vermarktung einer Biomasseanlage in Verbindung mit einem elektrischen Prozesserhitzers in einem Gewerbebetriebe in der negativen Minutenreserve 306 Mit der Vermarktung eines zusätzlichen elektrischen Prozesserhitzer kann somit, je nach Leistung, ungefähr das doppelte Einnahmenpotenzial generiert werden. Zudem ist auch während eines Abrufes der negativen Regelleistung (Minutenreserve) die Wärmeversorgung sichergestellt, überschüssige Wärme kann in dem Pufferspeicher zwischengespeichert werden und zu einem späteren Zeitpunkt genutzt werden. Flexibilisierung und Flexibilitätsprämie nach EEG 33i Es wird hier zusätzlich zum Einnahmenpotenzial der Regelenergiebereitstellung von Biomasseanlagen noch das Einnahmenpotenzial der Flexibilisierung von Biomasseanlagen aufgezeigt. Die Kunst besteht darin, die Überschreitung durchschnittlicher Erlöse (z.b. der Basepreis) durch Veränderung der Stromproduktion bzw. durch Veränderung des Strombedarfs herbeizuführen. Werden gezielt Hochpreiszeiten für die Vermarktung genutzt, erhöhen sich die Erlöse 306 Eigene Darstellung 183

186 durch eine flexible Fahrweise der Anlage. Der Anreiz ist stark vom Preisunterschied zwischen Hochpreiszeiten, Z.B. Peakloadstunden zwischen 8 Uhr und 20 Uhr und den Tiefpreiszeiten in den Nachtstunden (Off-Peak, Night) an der Strombörse EPEX Spot abhängig (Siehe Abbildung 4-11). Eine Maximierung der Erlöse wird vor allem durch preisoptimierte Fahrpläne zu erreichen sein, die sich nicht zwingend an den vorgegebenen Standard-Blockprodukten der EPEX Spot orientieren. Reduktion Erzeugung und Verkauf Erhöhung Erzeugung und Verkauf Abbildung 4-11: Anpassung der Flexibilität des Stromverbrauchs an die Hochpreisphase der Börse 307 Eine Variabilität von 50 % bedeutet dabei, dass die Stromerzeugung und somit zwangsläufig der Stromverkauf zwischen 50 % und 150 % verändert werden kann. Ebenso ist eine Abhängigkeit von der Anzahl der variablen Stunden über einen Tag gegeben. Somit ist ab 25 % Flexibilität in der Stromerzeugung/Verkauf eine Optimierung des Börsenpreises von > 2,5 %, d.h. mehr als /MW*a möglich. In 2011 war bei sechs variablen Stunden und 50 % Flexibilität in der Stromerzeugung/Verkauf im Jahresdurchschnitt ein Mehrerlös von 5,2 % bzw möglich (Siehe Abbildung 4-12). Zu beachten ist, dass sich dadurch eine Reduktion des Potenzials für negative Regelenergie ergeben kann. 307 Eigene Darstellung 184

187 Abbildung 4-12: Mehrwertbetrachtung bei Flexibilisierung der Anlage 308 Eine allgemeine Beschreibung der Flexibilitätsprämie ist bereits in Kapitel erfolgt. Die detaillierte Berechnung für gängige Anlagengrößen unter Beachtung der Volllast-Betriebsstunden und der zusätzlich installierten Leistung wird hier gesondert dargestellt. Bezogen wird sich auf die gängigsten Anlagenklassen im Landkreis Trier, speziell 200 kw, 500 kw, 750 kw und kw. Wie bereits erwähnt, ist die Flexibilitätsprämie nicht abhängig von der Anlagengröße sondern von den Volllast-Betriebsstunden der Anlage. Die Flexibilitätsprämie in ct/kwh ist in Abbildung 4-13 einmal mit dieser Abhängigkeit dargestellt. Unterschieden werden muss bei den Anlagen nach den verwendeten Brennstoffgruppen wie Biomethan und anderen Biogasen. Die Auslastung der Anlagen mit den anderen Biogasen ist im Allgemeinen höher anzusetzen, welches sich auch in den maximal zulässigen Volllast-Betriebsstunden niederschlägt. Die Untergrenze der Kapazitätsnutzung liegt bei 1752 Volllaststunden pro Kalenderjahr, um nicht überwiegend ungenutzte Leistung zu fördern. 308 Eigene Darstellung 185

188 Abbildung 4-13: Flexibilitätsprämie in ct/kwh in Abhängigkeit von den Volllast-Betriebsstunden für Biomethan- und Biogasanlagen 309 Um einen Vergleich der jährlichen Flexibilitätsprämie für die vier Leistungsklassen von Biomasseanlagen mit Biomethanproduktion zu erhalten, wurde in Abbildung 4-14 von und Volllast-Betriebsstunden ausgegangen. Variiert wurde in der zusätzlich installierten Leistung, im Bereich von 25 % bzw. 50 % der bereits installierten Leistung. Diese Zusätzliche Leistung soll der Flexibilisierung der Anlagenleistung und marktangepassten Fahrweise dienen. Sie kann aus neu installierter Anlagentechnik oder der Bereitstellung der Differenzleistung bereits installierter Anlagen bestehen. Dabei stellen die h eine realistische Volllast-Betriebsstundenzahl dar. Die Volllast-Betriebsstunden ergeben sich aus der hohen Flexibilitätsbereitstellung der Anlagen und werden dementsprechend mit dem 2,14-fachen vergütet. 309 Eigene Darstellung 186

189 Abbildung 4-14: Jährlicher Betrag der Flexibilitätsprämie in Abhängigkeit von der Leistung des installierten BHKW für 25 % bzw. 50 % zusätzlich installierte Leistung bei und Vollbenutzungsstunden 310 Schließlich sind bei der Wahl der Volllast-Betriebsstunden und der zusätzlich installierten Leistung die Höhe der Investitionskosten für den Umbau und der Betriebskosten zu berücksichtigt. Je größer die Kapazitätserweiterung und somit Flexibilisierung ausfällt, desto steiler ist der Anstieg der Investitionskosten. Diese müssen den entsprechenden Mehrerlösen gegenübergestellt und in die Überlegungen einbezogen werden (siehe Kapitel 2.6.1). Ebenso wird auf evtl. anfallende Handelskosten und Kosten durch zusätzlichen Verschleiß aufgrund häufigerer An- und Abfahrvorgänge hingewiesen. Zukunftsausblick 2020 Die Flexibilisierung mit Beantragung z.b. der Flexibilitätsprämie stellt gerade für zukünftig auslaufende EEG-Anlage und Neuanlagen (> 750 kwel) ein EinnahmeerhöhungsPotenzial für die Zukunft dar. Da diese Anlagen dann nur noch über die Direktvermarktung eingebunden werden und durch Flexibilisierung sowie anderen zusätzlichen Maßnahmen (u.a. Systemdienstleistungen) eine Chance auf Wirtschaftlichkeit 310 Eigene Darstellung 187

190 haben. Da nicht absehbar ist, wie sich die Preisspreizung in den kommenden Jahren entwickelt und in welchem Maße sich demgemäß eine Investition in die Flexibilisierung rentiert, besteht in der zukünftigen Entwicklung der Spotpreise an der Strombörse durchaus ein Risiko, aber auch eine Chance für Anlagenbetreiber. 4.2 Erzeugungs- und Lastentwicklung für die Region Trier Entwicklung Erneuerbarer Energien Ein weiterer signifikanter Zubau an Wasserkraftanlagen in der Region Trier bis zum Jahr 2020 ist aufgrund fehlender Ausbaupotenziale nicht abzusehen. In Rheinland- Pfalz sind 97 % des derzeit technisch realisierbaren Potenzials der Wasserkraft bereits ausgeschöpft. Diese Zahl lässt sich auf die Region weitestgehend übertragen. 311 Entsprechend wird die Einspeisung aus dem Jahr 2012 auf das Zieljahr 2020 übertragen. Die bereits ausgeprägte Nutzung der Wasserkraft in der Region kann zudem folgender Abbildung entnommen werden: 311 eart 2010, S

191 Abbildung 4-15: Wasserkraftanlagen in der Region Trier 312 Ein weiterhin hohes Ausbaupotenzial hingegen kann in den kommenden Jahren für Wind- und PV-Erzeugungsanlagen unterstellt werden. Die Erfahrung aus den zurückliegenden Jahren zeigt dabei, dass der Ausbau oftmals unterschätzt wurde. Die Stadtwerke Trier unterstellen in ihren Ausbauszenarien 313 einen jährlichen Anstieg der Erzeugungsmenge in Höhe von je 5 % des Vorjahres. Dieser Zubau wurde auch für die vorliegende Studie unterstellt und auf Basis von 2012 auf das Jahr 2020 hochgerechnet. Darüber hinaus wurde die Charakteristik der Einspeiseprofile für Wind und PV aus dem Jahr 2012 entnommen. In untenstehender Abbildung werden Bioenergieanlagen als orange gefärbte Punkte dargestellt. Deutlich zu sehen ist ein hoher Verteilungs- und Ausbaugrad in der Region Trier. 312 Vgl. rlp.de 313 Vgl. SWT 2012b 189

192 Abbildung 4-16: Verteilung der Bioenergie-Anlagen in Rheinland-Pfalz 314 Aufgrund des bereits fortgeschrittenen Ausbaus sowie der vom Bundeskabinett Anfang 2014 beschlossenen Eckpunkte einer grundlegenden EEG-Reform 315, den bundesweiten Zubau auf lediglich 100 MW begrenzen zu wollen, wird im Rahmen der nachfolgenden Berechnungen trotz grundsätzlich noch vorhandener Potentiale kein weiterer Zubau unterstellt Entwicklung der regionalen Last Als Verbrauchslastgang wurde hinsichtlich der Jahresverbrauchsmenge sowie des Verlaufs das Profil des Jahres 2012 übernommen. Wesentliche Abweichungen in der Profilcharakteristik wären lediglich bei signifikanten Änderungen der regional angesiedelten Industrie zu erwarten. Da hierzu keine konkreten Erwartungen vorliegen, 314 geoportal.rlp.de 315 Vgl. Bundesregierung 2014, S

193 wurde das vorhandene Profil aus 2012 beibehalten. Hinsichtlich der Energiemengenentwicklung muss auf korrelierende Kenngrößen zurückgegriffen werden. Die Bevölkerungsentwicklung ist z.b. eine geeignete Größe insbesondere die Entwicklung des nicht-industriellen Verbrauchsanteils zu schätzen. Tabelle 4-1: Bevölkerungsentwicklung Trier Bevölkerungsentwicklung Untere Mittlere Obere ,93 % -0,10 % 0,74 % Da im mittleren Szenario keine wesentliche Bevölkerungsänderung erwartet wird, wird diese Aussage auch auf den Verbrauch übertragen. Als verfälschende Größe einer direkten Übertragung kann die stetig wachsende Energieeffizienz angesehen werden. Von einem sinkenden Verbrauch wird dennoch nicht ausgegangen, da parallel neue Verbrauchskategorien (z.b. Wärmepumpen, Elektromobilität etc.) zu erwarten sind Übersicht Annahmen Die Annahmen zur Entwicklung der Erzeugung und Last als Grundlage der anschließenden Residuallastmodellierung werden in folgender Tabelle nochmals zur Übersicht dargestellt. Tabelle 4-2: Entwicklung der Verbraucherlast und der Erzeugung aus regenerativen Energien bis Last Bio+Gase Wasser PV Wind < jährlicher Zubau 5 % 316 Eigene Darstellung, Daten: Stat. Landesamt Rheinland-Pfalz Eigene Darstellung 191

194 Residuallastmodellierung In identischer Methodik zur Residuallastmodellierung für das Basisjahr 2012 wurden die zuvor genannten Entwicklungszahlungen dazu herangezogen, Last- und Erzeugungsprofile für das Jahr 2020 zu generieren. Augenfällig ist die deutlich höhere Anzahl an kurzzeitigen Überdeckungssituationen. Häufungen sind im Besondern zur Mitte des Jahres sowie zum Jahreswechsel zu erkennen. 192

195 1.400 MW MW MW 800 MW 600 MW 400 MW 200 MW 0 MW Wasser Biomasse PV Wind Residuallast Abbildung 4-17: Modellierung der Last und des EE-Einspeiseprofils für die Region Trier im Jahr

196 4.2.5 Quantifizierung von Überdeckungen in der Region Trier 2020 Eine Datenanalyse der Residuallast für das Jahr 2020 ergibt die in Abbildung 4-18 gezeigte Häufigkeitsverteilung der zusammenhängenden, überdeckten Stunden. Auffällig ist ein hoher Anteil an Überdeckungen, die lediglich eine oder zwei Stunden andauern. Da die Klassenhäufigkeiten mit Anstieg der Stunden deutlich sinken, werden Überdeckungen mit einer Dauer von mehr als zehn Stunden in Zehnerklassen dargestellt (dunkelblau). Die längste Überdeckung umfasst insgesamt 88 Stunden und tritt direkt zu Jahresbeginn ( Ferienzeit und hohes EE-Dargebot) ein. Eine signifikante Anzahl an Überdeckungen mit einer Dauer von mehr als 40 Stunden ist nicht auszumachen. Hieraus leitet sich im Besonderen ein wesentlicher Bedarf an kurzfristigen Speichern und weiteren Flexibilitätsoptionen zur Abdeckung weniger Stunden ab Stunden Abbildung 4-18: Überdeckungen Trier 2020 in Stundenklassen 318 Der Bedarf an kurzfristigen Optionen mit einer Dauer von weniger als einer Stunde kann aufgrund der vorgegebenen Auflösung nicht ermittelt werden. Hierzu wären vergleichbare Berechnungen in viertelstündiger Auflösung durchzuführen. Dadurch ließen sich ggf. höhere Überdeckungsspitzen bzw. höhere Residualmengenspitzen identifizieren. Solche prognostizierten Lastgänge wären jedoch sowohl in der Einzelbetrachtung als auch im Zusammenwirken mit hohen Unsicherheiten belastet. Unter der Annahme, dass die Viertelstunden-Peaks in beide Richtungen (Mehreinspeisung und Wenigereinspeisung) marktwertneutral und gleichverteilt wären, könnten sie ohnehin am Kurzfristmarkt mit Hilfe der dort angebotenen Viertelstundenprodukte kostenneutral glattgestellt werden. Der Ausgleichsbedarf für Zeiträume unter 15 Minuten ließe sich auch bei der Umsetzung eines regionalen Stromproduktes weiterhin über 318 Eigene Darstellung 194

197 den allgemeinen Regelenergiemarkt organisieren. Damit ließen sich aufgrund des vergrößerten Bilanzkreises auch weiterhin großräumige Ausgleichseffekte nutzen. 4.3 Einsatz von Flexibilitätsoptionen In Kapitel 4.1 wurden bereits die technischen Flexibilitätsoptionen sowie ihre Anwendungsfelder erläutert. Hieran anknüpfend wird in den folgenden Abschnitten eine praktische Anwendung einzelner Optionen für das Jahr 2020 simuliert. Die Residuallastmodellierung für dieses Zieljahr offenbarte bereits temporär massive Überdeckungen. Zur Abdämpfung dieser Situationen werden der Einsatz von Speichern, die Flexibilisierung der Biomasse sowie das Lastmanagement im einzelnen sowie in der Kombination betrachtet. Da im Rahmen dieser Studie keine exakte ökonomische Einsatzoptimierung erfolgen kann, wurde die Anwendungsreihenfolge vorab festgelegt: 1. Speicher 2. flexible Biomasse 3. Lastmanagement Speichereinsatzsimulation Zur Bewertung möglicher Speichereinsätze und entsprechender Auswirkungen auf das regionale Stromprodukt wurde eine schematische Speichersimulation entwickelt und angewandt. Das in diesem Zusammenhang programmierte Simulationstool erlaubt es, ausgehend von der Residuallast als Eingangsgröße, die verbleibende Residuallast sowie den Speicherfüllstand stündlich zu berechnen. Die Speicherkapazität kann dabei frei bestimmt und in die Eingabemaske eingefügt werden. Der technologiespezifische Leistungsgradient eines Speichers verhindert, dass die verfügbare Kapazität zu jedem Zeitpunkt in vollem Umfang beansprucht werden kann, auch wenn dies Speicherfüllstand und Residuallast temporär erlauben würden. Entsprechend sieht die Modellierung eine Eingabe vor, welche den Anteil der Speicherkapazität hinsichtlich der maximalen stündlichen Ein- oder Ausspeisung limitieren kann. Abbildung 4-19 zeigt die Eingabemaske der Simulation. 319 Das Lastmanagement wird als dritte Stufe angeordnet, da die Kosten einer Produktionsunterbrechung im industriellen Bereich vergleichsweise hoch anzusiedeln sind. In Fällen, in denen eine Lastverlagerung (im Sinne einer späteren Nachholung) ohne wesentliche Mehrkosten möglich ist, wäre das Lastmanagement ggf. den anderen Optionen vorzuziehen. 195

198 Abbildung 4-19: Speichereinsatzsimulation 320 Die Simulationsergebnisse für die ersten sieben Tage im August 2020 sind in Abbildung 4-20 dargestellt. Dabei stellen die beiden Linien die Residuallast vor Einsatz des Speichers sowie die optimierte Residuallast dar. Der jeweilige Speicherfüllstand kann in Gestalt grüner Säulen abgelesen werden. Für die Simulation wurde eine Speicherkapazität von 300 MWh bei einem Gradienten von 30 % (0,3) unterstellt. In der Betrachtungswoche fällt auf, dass der Speicher in zyklischen Abständen innerhalb weniger Stunden geladen und entladen wird und anschließend für mehrere Stunden entladen zur Verfügung steht. Die Fahrweise des Speichers erfolgt dabei nach rein technischen Lastkriterien, ökonomische Aspekte werden zunächst nicht berücksichtigt Speicherfüllstand RL ohne Speicher RL mit Speicher [kw] Abbildung 4-20: Anwendung Speichersimulation erste Augustwoche Für die Simulierung 2020 wurden vier Szenarien gebildet. Der Gradient der stündli- 320 Eigene Darstellung 321 Eigene Darstellung 196

199 chen Ein- und Ausspeicherung (im Verhältnis zur Speicherkapazität) wurde mit 0,3 und 0,6 variiert. Im Falle eines Gradienten von 0,6 wird eine hohe Präsenz an schnellen Speichern unterstellt. Für die Speicherkapazität wurden einmal 300 MWh und einmal 500 MWh angenommen Anwendung flexibler Biomasse Eine optimierte Fahrweise der Bioenergie zielt darauf ab, in Stunden mit niedriger Residuallast gedrosselt zu fahren, um eigeninduzierte Überdeckungen zu vermeiden. Bei Überdeckungen aufgrund der übrigen Erneuerbare Energien soll die Erzeugung schließlich vollständig unterbrochen werden. Um die Jahresarbeitsmengen dennoch erreichen zu können, bedeutet dies, dass in Stunden mit höherer Residuallast größere Leistungen erbracht werden müssen. Auf der technischen Ebene setzt die Vorhaltung entsprechende Wärmespeicher sowie eine ungekoppelte Wärmeerzeugung bei längeren Stromerzeugungsunterbrechungen voraus. Der Einsatz der Bioenergie in Abhängigkeit der Residuallast orientiert sich an folgenden Stufen: Tabelle 4-3: Abstufungen der Einspeisemengen der Bioenergie in Abhängigkeit der Residuallast 322 Residuallast Ideale prozentuale Fahrweise der Bioenergie Angepasste prozentuale Fahrweise der Bioenergie 0 0 % 0 % % 18 % % 36 % % 54 % % 72 % % 82 % % 82 % Die Werte in der zweiten Spalte beschreiben eine gestufte Fahrweise der Bioenergie, welche zusätzliche Überdeckungen vermeidet. Bei einer Residuallast zwischen und kw würden hier im Fahrplan 22 % der installierten Bioenergie voll einspeisen. Ab einer Residuallast von kw produziert die Bioenergie mit ihrer gesamten Leistung, welche ebenfalls bei kw liegt. Bei diesem Einspeise- 322 Eigene Darstellung 197

200 Algorithmus würde die verrichtete Jahresarbeit mit 294 GWh allerdings deutlich über der Einspeisemenge aus dem Jahr 2012 (242 GWh) liegen. Zur Analyse des Stromproduktes soll allerdings von der gleichen Einspeisemenge ausgegangen werden, da abweichende Mengen bei gleichgebliebener installierter Leistung nicht zwingend begründbar sind. Deshalb wurde jede Stufe mit Hilfe eines festen Faktors angepasst, sodass die gewünschte Jahresgesamtmenge erreicht werden konnte. Bei der gleichzeitigen Anwendung von flexibler Bioenergie und Speichern muss eine Reihenfolge der Flexibilitäten vorgegeben werden. Da zunächst der Speicher beansprucht wird, geht in einem solchen Szenario die Bioenergieeinspeisung zunächst nicht in die Speichereinsatzsimulation ein, sondern richtet sich nach der Residuallast nach Durchführung der Speichersimulation Lastmanagement Die Anwendung eines Lastmanagements steht in engem Zusammenhang mit den wirtschaftlichen Alternativen für die teilnehmenden Akteure, beispielsweise Industrieunternehmen. So sind die Kosten und Potenziale einer Lastverlagerung, einer Lastkappung oder einer ersatzlosen Produktionsunterbrechung nur sehr schwierig zu quantifizieren und stark von individuellen Besonderheiten geprägt. Zahlreiche Restriktionen und Rahmenbedingungen führen letztlich dazu, dass die Anwendung eines Lastmanagements nicht seriös abgeschätzt und in die Simulationen dieser Studie mit eingehen kann. Sofern gewisse Restriktionen (z.b. Nachtarbeit, komplexe Fertigungsprozesse, Leistungsbegrenzungen etc.) außer Acht gelassen werden, verhält sich das Lastmanagement aus technisch-bilanzieller Sicht wie ein Speicher. In Stunden niedriger EE-Einspeisung und hoher Last (tendenziell bei hohen Börsen- Spotpreisen) wird die Produktion gedrosselt. In Stunden mit hoher EE-Einspeisung und niedriger Last (hohe Börsen-Spotpreise) wird entsprechend eine Nachholung durchgeführt. Besonders geeignet zur temporären Absenkung von EE-Überdeckungen wären anfahrbare Zusatzlasten, welche unabhängig von Folgeprozessen gesteuert werden können und durch deren Betrieb keine Opportunitätserlöse und Mehrkosten gegenüberstehen. Bis auf den Wärmebereich sind hier jedoch nur wenige Anwendungsfälle vorstellbar, die (auch mittelfristig) einen ökologisch vertretbaren, zusätzlichen Strombedarf erzeugen Residuallastmodellierung unter Anwendung der Flexibilitäten Die Abschätzung künftiger Entwicklungen der einzelnen Stromprodukt-Bestandteile erfolgte, wie bereits erwähnt, mit Hilfe verschiedener Szenarien. Diese unterscheiden 198

201 sich hinsichtlich ihrer FlexibilisierungsPotenziale. Nachfolgend werden die entsprechenden Auswirkungen mittels eines Wochenausschnitts im August 2020 dargestellt Anwendung Flexibilitätsoptionen In Abbildung 4-21 lassen sich Phasen starker Überdeckungen sowie Phasen mit sehr geringer EE-Einspeisung gut erkennen. Die Einspeisung durch Wasserkraft und Bioenergie liegt saisonal bedingt (niedriger Wasserstand und geringer Wärmebedarf) auf relativ niedrigem Niveau. Bei der Windeinspeisung wird deutlich, dass ein großes Dargebot in den Mittagsstunden zusammen mit der (im Sommer) hohen PV- Einspeisung zu einem starken Überangebot führen kann. Gleichzeitig dient eine hohe Windeinspeisung in den Abend- und Nachtstunden als geeignete komplementäre Technologie zur Photovoltaik, wie in der letzten Nacht der dargestellten Woche ersichtlich wird. 900 MW 800 MW 700 MW 600 MW 500 MW 400 MW 300 MW 200 MW 100 MW 0 MW Wasser Biomasse PV Wind Last Abbildung 4-21: Augustwoche ohne Flexibilitätsoptionen 323 Abbildung 4-22 zeigt die Auswirkungen auf Einspeisung und Last bei Anwendung verschiedener Flexibilitätsoptionen. Durch den angenommenen Speicher bzw. das Demand Side Management (DSM) kann Zeiten sehr hoher (f)ee-einspeisung die Last spürbar angehoben werden und in Zeiten geringer (f)ee-einspeisung die Energie dem System wieder zurückgeführt bzw. die Last verringert werden. Auch die angepasste Fahrweise der Bioenergie wirkt sich auf das Einspeiseportfolio aus. Die überdeckte Menge wird verringert, da die Bioenergie zu diesen Zeiten keinen Strom 323 Eigene Darstellung 199

202 einspeist. Auch die Residuallast verringert sich, da die Bioenergie aufgrund des unterstellten Wärmespeichers einen großen Teil ihrer Leistung nun temperaturunabhängig abrufen kann. 900 MW 800 MW 700 MW 600 MW 500 MW 400 MW 300 MW 200 MW 100 MW 0 MW Wasser Biomasse PV Wind Last nach Speicher Last Abbildung 4-22: Augustwoche mit Speicher 500MWh Gradient 0,6 und flex. Bioenergie 324 Ähnliche Effekte sind aus Abbildung 4-23 und Abbildung 4-24 zu entnehmen. Hier wurde eine Woche im Februar, ebenfalls ohne Flexibilitätsoptionen und mit Berücksichtigung solcher Optionen, untersucht. Auch wenn die PV-Einspeisung geringer als im Sommer ausfällt, kommt es am zweiten und dritten Tag aufgrund der anhaltend hohen Windeinspeisung zu deutlichen Überdeckungen. Durch den Einsatz des Speichers/ des DSMs sowie die flexible Bioenergie kann die gegenseitige Abstimmung von Erzeugung und Last auch hier sichtlich verbessert werden. 900 MW 800 MW 700 MW 600 MW 500 MW 400 MW 300 MW 200 MW 100 MW 0 MW Wasser Biomasse PV Wind Last 324 Eigene Darstellung 200

203 Abbildung 4-23: Februarwoche ohne Flexibilitätsoptionen GW 800 GW 700 GW 600 GW 500 GW 400 GW 300 GW 200 GW 100 GW 0 GW Wasser Biomasse PV Wind Speicher Last Abbildung 4-24: Februarwoche mit Speicher 500MWh Gradient 0,6 und flex. Bioenergie Zusammenfassung Wie zu erwarten, fallen bei flexibel gesteuerter Biomasse und der Anwendung des größeren Speichers (bei einem hohen Gradienten) die geringsten Überdeckungsstunden an. Gegenüber dem Referenzfall (ohne Flex) konnten die Überdeckungen um 919 Stunden bzw. 39,5 % verringert werden. Die Maximalwerte der Überdeckungen zeigen jedoch, dass punktuell weiterhin sehr hohe Leistungsgrößen erreicht werden. Dies tritt dann ein, wenn bei starker EE- Einspeisung die Kapazität des Speichers ausgelastet und die Bioenergie bereits herunter geregelt ist. Zu Spitzenzeiten liegt die Überdeckung oberhalb von 800 MW und kann daher vermutlich in der Region Trier selbst bei umfassender Ausschöpfung von Flexibilitätsoptionen nicht vollständig aufgenommen werden. Letztlich bliebe für diese Fälle ein Stromexport (ggf. eine börsliche Vermarktung) bzw. im Falle technischer Restriktionen auch eine Anlagenabregelung anzuwenden. 325 Eigene Darstellung 326 Eigene Darstellung 201

204 Tabelle 4-4: Überdeckungsstunden 2020 Anwendung Flexibilitäten 327 Überdeckungsstunden ohne Flex Bio Flex S 1 S 2 S 3 S 4 S 1 - Bio S 2 - Bio S 3 - Bio S 4 - Bio Überdeckung > 100 MW Überdeckung > 150 MW Überdeckung > 200 MW Überdeckung > 250 MW Überdeckung > 300 MW Überdeckung > 350 MW Überdeckte Std gesamt Überdeckungen MAX [MW] Speicher (MW; Gradient) [Bezeichnung] Speicher (300;0,3) S1 Speicher (300,0;6) S2 Speicher (500;0,3) S3 Speicher (500;0,6) S4 4.4 Technische und wirtschaftliche Einschätzung der Ergebnisse Aus technischer Perspektive stellt die modellierte Residuallast für die Region Trier im Jahr 2020 eine Herausforderung dar. Besonders die in Einzelstunden sehr massiv anfallende Windenergie zeigt die Grenzen der angewandten Flexibilitätsoptionen auf. Die Verwendung des Überschussstromes wird letztlich nicht nur unter ökonomischen Abwägungen entschieden werden können, auch eine netztechnische Limitierung wird an Bedeutung gewinnen. 328 Eine Verknüpfung des Stromsystems mit dem Wärme- und Mobilitätssystem erscheint naheliegend, wenn es um die dezentrale Aufnahme von Überschussstrom geht. Der Wärmebereich ist besonderes dann interessant, wenn die stromerzeugte Wärme (und ggf. deren Einspeicherung) eine Zusatzoption zu einer konventionellen brennstoffbasierten Wärmeerzeugung darstellt und dem Stromsystem keine zusätzlichen Abhängigkeiten zugeführt werden. Die für das Jahr 2012 errechneten Strompreise für ein regionales Stromprodukt kön- 327 Eigene Darstellung 328 Eine netztechnische Simulation des regionalen Stromprodukts würde jedoch den Rahmen dieser Studie überschreiten. Gleichwohl erscheint es naheliegend, dass gerade leistungsstarke Windenergieanlagen ohnehin in vorgelagerte Netzebenen einspeisen und weniger das regionale Verteilnetz beeinflussen. 202

205 nen nicht ohne weiteres auf das Jahr 2020 übertragen werden. So lässt sich zum heutigen Zeitpunkt keine belastbare Berechnung über die Höhe der durchschnittlichen Vergütungskosten in diesem Jahr aufstellen. Aufgrund der wachsenden Bedeutung der Flexibilitätsoptionen müssten zudem deren Kosten abgeschätzt werden. Als Indiz für das Marktpreisniveau im Jahr 2020 und somit ggf. die Kosten und Erlöse für den Ausgleich der Residuallast kann der Terminmarktpreis an der EEX herangezogen werden. Für das Jahres-Base-Produkt 2018 liegt derzeit (Stand ) das höchste Kaufangebot bei 34,90 /MWh sowie das niedrigste Verkaufsangebot bei 35,05 /MWh. Preise für das Zieljahr 2020 selbst werden noch keine ausgewiesen. 203

206 5 Übertragbarkeit und Handlungsempfehlungen (Recherche und Analyseschwerpunkt bis April 2014) 5.1 Repräsentanz der Region Trier für weitere Regionen Unter welchen Voraussetzungen ein regionales Stromprodukt für die Region Trier abbild- und umsetzbar ist, wurde bereits aufgezeigt. Die Frage die sich im Anschluss stellt, ist in wie weit diese Ergebnisse auf andere Regionen übertragbar sind. Die Entwicklung einer regionalen Stromproduktes und insbesondere dessen Wirtschaftlichkeit ist von mehreren Kernfaktoren abhängig: Der Erzeugungsleistung im Verhältnis zur regionalen Last, sowohl hinsichtlich des absoluten Bedarfs, als auch der Zeitgleichheit von Erzeugung und Verbrauch. Den Kosten für die Bereitstellung von Strom aus erneuerbaren Energien (und deren Zusammensetzung). Dem Wert des Stromes in Fällen einer Überdeckung. Um abzuschätzen, in wie weit die Ergebnisse der Region Trier auf andere Regionen übertragbar sind, werden diese Kernfaktoren anhand geeigneter Surrogate getestet und regional verglichen Abgrenzung der Regionen in Deutschland Bei der Vergleichbarkeit der Ergebnisse gilt es zunächst zu bestimmen, wie eine Region überhaupt sinnvoll zu definieren ist. Je nach gewünschter Granularität und Interessen kommen unterschiedliche Ansätze zur Abgrenzung in Betracht. So kann es im Hinblick auf Umsetzbarkeit sinnvoll sein, Regionen streng stromwirtschaftlich nach Verteilnetzbetreibern oder Grundversorgern - im Allgemeinen Sprachgebrauch Stadtwerken - zu unterteilen. Allerdings divergieren die Strukturen der Verteilnetzbetreiber sehr stark. Im September waren bei der BNetzA 888 Verteilnetzbetreiber gemeldet. Von diesen versorgten 19 mehr als Zählpunkte und 67 weniger als Zählpunkte mit Energie versorgten nur 9 % der Netzbetreiber 77 % aller Zählpunkte mit rund 70 % der gesamten Stromabnahme 329. Ähnliche Strukturunterschiede zeigen sich auch bei den Grundversorgungsgebieten der einzelnen Versorger. Einen Überblick über die jeweiligen Netz-und Grundversorgungsgebiete und deren Fläche zeigt Abbildung BNetzA, 2013, S

207 Abbildung 5-1: Karte Grundversorger und Netzbetreiber in Dtld 330 Diese starken Unterschiede machen einen Vergleich einzelner Netz- oder Grundversorgungsgebiete schwierig bis unmöglich. Eine weitere Möglichkeit der Abgrenzung besteht beispielsweise darin, Regionen anhand der administrativen Ebenen oder auch nach Postleitzahlen (PLZ)-Gebieten zu definieren, die eine ähnliche Struktur aufweisen (Vgl. Abbildung 5-2). Diese Differenzierung entfernt sich zwar etwas von dem ursprünglich Grundgedanken des regionalen Stromprodukts, welches ja von lokalen Versorgern angeboten werden soll, allerdings ermöglicht sie eine bessere geografische Aufgliederung. Darüber hinaus lassen sich für die so bestimmten Regionen hinreichend genaue Kennzahlen bestimmen, die einen interregionalen Vergleich der Region Trier mit allen anderen Regionen in Deutschland ermöglicht. So sind die Erzeugungs- und Anlagendaten für Strom aus erneuerbaren Energien, aber auch relevante Strukturdaten in einer Auflösung vorhanden, die eine Clusterung nach Postleitzahlen relativ zügig ermögli- 330 Vgl. enet.eu

208 chen. 331 Abbildung 5-2: Deutschlandkarten PLZ und Verwaltungsebene 332 Aus diesen Gründen soll nachfolgend die Übertragbarkeit anhand von Postleitzahlregionen geprüft werden Ermittlung der Strombereitstellungskosten Im Rahmen des regionalen Stromproduktes integriert der Stromversorger den gesamten EEG-Strom der jeweiligen Region. Die jeweiligen Anlagenbetreiber erhalten für die Abnahme ihres Stromes eine Zahlung entsprechend ihres Vergütungsanspruches. Eine einfache Betrachtung der EEG-Zahlungen je kwh im Durchschnitt kann dabei nicht als Grundlage für die Betrachtung dieser zu leistenden Zahlungen herangezogen werden, da die Zahlungen im Rahmen der Marktprämie (vereinfacht) Differenzkosten abbilden. Die Nutzung des Grünstromprivilegs verursacht gar keine direkten Auszahlungen aus dem EEG-Konto. Um dennoch die durchschnittlichen Strombereitstellungskosten für EEG-Strom 333 zu 331 Eine Zuordnung der für einen groben Vergleich relevanten Daten zu den einzelnen Netz- oder Grundversorgungsgebieten Deutschlands ist hingegen nur mit einem unverhältnismäßig hohen Aufwand möglich, der in keinem Verhältnis zu den erwarteten Ergebnissen steht. 332 Vgl. geodatenzentrum.de, Kühn,

209 bestimmen wurde wie folgt vorgegangen: Die EEG-Zahlungen für Strom der im Rahmen der Einspeisevergütung vergütet wurde fließen unverändert in die Berechnung ein. Zahlungen im Rahmen der Marktprämie werden um den entsprechenden Referenzmarktwert der ÜNB (monats- und energieträgerscharf) bereinigt um im Ergebnis die Höhe der jeweiligen Einspeisevergütung dieser Anlagen zu erhalten. Strommengen die innerhalb des Grünstromprivilegs genutzt wurden, werden mit 3,6 ct/kwh bewertet. Dabei handelt es sich um den Betrag, der im Mittel je kwh als Vorteil den Anlagenbetreiber zugeflossen ist. 334 Vermiedene Netznutzungsentgelte (vnne) wurden jeweils abgezogen, da sie als Vorteil direkt dem zustehen, der auch die Last der EEG-Mehrkosten trägt. 335 Erneuerbarer Strom, der keinen Vergütungsanspruch nach dem EEG hat, bzw. im Rahmen der 33b Nr.3 EEG 2012, der sonstigen Direktvermarktung erzeugt wurde findet keine Berücksichtigung 336, ebenso wie auch eigenverbrauchter EEG-Strom. Anhand der Bewegungs- und Anlagenstammdaten der Übertragungsnetzbetreiber wurden so die jeweiligen EEG-Strombereitstellungskosten berechnet und durch die jeweilige Arbeit der Anlagen dividiert um die durchschnittlichen Strombereitstellungskosten von EEG-Strom innerhalb der jeweiligen Region für das Jahr 2012 zu erhalten EEG-Strombereitstellungskosten der Region Trier im Vergleich Die nach obiger Methode ermittelten Strombereitstellungskosten betragen für die Region Trier, repräsentiert durch das PLZ-Gebiet 54xxx: 14,9 ct/kwh. Diese 14,9ct/kWh im Jahr 2012 verteilten sich dabei auf die Energieträger wie folgt: 333 Dabei ist der gesamte Strom gemeint, der grundsätzlich einen Vergütungsanspruch nach dem EEG hat, als Voraussetzung für die Inanspruchnahme von Vergütung, Marktprämie oder Grünstromprivileg. 334 Das Grünstromprivileg 2012 verringert die EEG-Umlage um 2ct/kWh für die gesamte Strommenge, bei Nutzung von mindestens 50% EEG-Strom: Unterstellt man einen Sicherheitsaufschlag von 10% EEG-Strom, ergibt sich ein Vorteil von 2/0,55 = 3,6 ct/kwh 335 Analog zu 18StromNEV, 35;47 EEG Erneuerbare Strommengen, die einen Vorteil aus dem EEG erhalten, können auch, sofern dieser Vorteil erhalten bleiben soll im Rahmen eines regionalen Stromproduktes genutzt werden. Die Kosten dafür entsprechen jedoch den Marktkosten für Graustrom, womit sich die EE-Quote erhöht, die Kosten bzw. die Kalkulation bleibt jedoch grds. unberührt 207

210 Abbildung 5-3: EEG-Strom 2012 PLZ 54xxx 337 Erweitert man die Region Trier auf gesamt Rheinland-Pfalz, so lassen sich erste Änderungen in den Kosten und deren wesentliche Ursache erkennen. So waren die Strombereitstellungskosten für Rheinland-Pfalz im Jahr 2012 mit 16,3 ct/kwh um 1,4 ct/kwh höher als in der Region Trier. Dieser Zuwachs liegt im Wesentlichen an der Abnahme der Anteile relativ günstiger Energieträger wie Windenergie oder Wasserkraft und einer Zunahme von eher höher zu vergütenden Energieträgern, insbesondere von PV-Strom. Abbildung 5-4: EEG-Strom 2012 RLP 338 Vergrößert man die Region weiter hin zur Region Deutschland, so steigen die Strombereitstellungskosten weiter auf 17,5 ct/kwh im Bundesmittel im Jahr Sie lagen damit mit 1,2 ct/kwh über der Region Rheinland-Pfalz und 2,6 ct/kwh über den zu zahlenden Kosten für EE Strom in der Region Trier. Die Verteilung der Energieträger ist dabei von einer (weiteren) Abnahme der grds. günstigen Windenergie und 337 Eigene Darstellung 338 Eigene Darstellung 208

211 einer Zunahme der eher teureren Biomasse geprägt. Abbildung 5-5: EEG-Strom 2012 Dtld 339 Dabei sei nochmals darauf hingewiesen, dass es sich nur um die Strommengen der Energieträger handelt, die einen Vorteil im Rahmen des EEG in Anspruch genommen haben. 340 Wie man bei einer einfachen Vergrößerung der Regionen schon feststellt, unterscheiden sich die jeweiligen, verfügbaren Mengen sowohl hinsichtlich ihrer zu vergütenden Strombereitstellungskosten als auch hinsichtlich der Zusammensetzung der Energieträger und damit in der Folge auch in den jeweiligen Einspeisecharakteristika. Liegen diese Werte noch relativ nah beieinander, so zeigt sich bei einer Betrachtung der Strombereitstellungskosten aller zweistelligen Postleitzahlengebiete, dass die Kosten für EE-Strom je nach Region deutlichen Schwankungen unterworfen sind. So liegen sie im Minimum bei gut 9 ct/kwh in der PLZ-Region 45xxx 341 bis über 30 ct/kwh in Regionen mit sehr hohem Anteil bzw. ausschließlich Solarenergie. Abbildung 5-6 zeigt die Verteilung der EEG-Stromerzeugungskosten auf alle PLZ- Regionen. Also in wie vielen Regionen ähnliche Kosten gerundet auf ganze Cent anfallen. 339 Eigene Darstellung 340 Vorteil meint: Einspeisevergütung, Marktprämie oder Grünstromprivileg nicht jedoch die sonstige Direktvermarktung, Eigenverbrauch oder Erneuerbarer Strom, der nicht unter das EEG fällt. 341 Der Region Essen mit einem Anteil von Grubengas an der EEG-Stromerzeugung von über 50% 209

212 Abbildung 5-6: Histogramm PLZ-Gebiet und Strombereitstellungskosten 342 Die Region Trier ist dabei in der Gruppe mit den meisten Regionen, die ähnliche Stromerzeugungskosten aufweisen. Diese Gruppe repräsentiert jedoch nur 12 % der so definierten Regionen und gut 15 % der EEG-Stromerzeugung und liegt unter der bundesweiten, durchschnittlichen Vergütungsverpflichtung Strombereitstellungskosten, erzeugte Menge und regionaler Bedarf Die Wirtschaftlichkeit und damit im Kern auch die Umsetzbarkeit eines regionalen Stromproduktes hängt darüber hinaus ab von der jeweiligen, verfügbaren Menge an EE-Strom, dem Strombedarf und den Kostenstrukturen innerhalb der jeweiligen Region. Da im Rahmen dieser Studie nicht die jeweiligen Lasten und Erzeugungsprofile aller Regionen ermittelt werden können, erfolgt die Abschätzbarkeit über surrogate Indikatoren. So können die Einwohnerdichte und die Fläche der Region in Relation zu den EE-Gegebenheiten einen ersten Anhaltspunkt darüber liefern, ob die Ergebnisse der Region Trier in der Form übertragbar sind bzw. welche Anhaltspunkte dagegen sprechen. Vergleicht man zunächst die Stromgestehungskosten mit der jeweiligen Menge, die zu diesen Kosten innerhalb der Regionen produziert wurde, so lassen sich keine linearen Gesetzmäßigkeiten erkennen. 342 Eigene Darstellung 210

213 Abbildung 5-7: Bereitstellungskosten und Menge 343 Beim Vergleich der Menge/Kosten-Relation fällt auf, dass die Region Trier dargestellt durch den roten Punkt ein relativ gutes Verhältnis zwischen EEG-Menge und zu vergütenden Kosten aufweist. So gibt es Regionen, die für eine ähnliche Menge an EE-Strom einen nicht unwesentlich höheren Betrag aufwenden müssen, da bei ihnen die Zusammensetzung der Energieträger hinsichtlich der Vergütungshöhe in einem ungünstigeren Verhältnis steht. Die Integration dieser Mengen im Rahmen eines regionalen Stromproduktes kann ceteris paribus nur dann für die entsprechenden Letztverbraucher zu einem ähnlichen Ergebnis führen, wenn im Gegenzug der relative Anteil an EE-Strom abnimmt. Dies führt zu der Frage, ob es einen grundsätzlichen Zusammenhang zwischen der Erzeugungsmenge innerhalb einer Region und deren Bedarf gibt. Da keine regionenspezifische Verbrauchsdaten vorliegen wird im Rahmen einer (groben) Vergleichbarkeit die Einwohnerdichte als Schätzer herangezogen. Ist diese durchaus geeignet um den Verbrauch im Haushaltssektor in der Tendenz abzubilden verliert sie hinsichtlich des Bedarfs im Gewerbe- insbesondere jedoch im Industriesektor zunehmend an Aussagekraft. Da ein regionales Stromprodukt jedoch primär auf den Verbrauch von Haushalt und Gewerbe zielt und Industriestrom differenzierter zu betrachten ist, insbesondere der Sektoren, die von der besonderen Ausgleichsregelung profitieren, erscheint die Nutzung der Einwohnerdichte für eine Abschätzung der Übertragbarkeit ausreichend. 344 In Abbildung 5-8 sind die jeweiligen produzierten EEG-Mengen des Jahres 2012 im 343 Eigene Darstellung 344 Zur Abhängigkeit von Bevölkerungsdichte und Last siehe auch Consentec IAEW 2012 oder Timpe

214 Verhältnis zur Fläche sowie zur Einwohnerdichte aufgetragen. Abbildung 5-8: Scatterplot Menge und Einwohnerdichte/Fläche 345 Man erkennt eine positive Korrelation zwischen der Fläche der jeweiligen Region sowie der erzeugten EE-Strommenge: Je mehr Fläche, desto mehr EE-Strom. Aber auch eine negative Korrelation zwischen Bevölkerungsdichte und EE-Strommenge sind ersichtlich: Je dichter besiedelt, desto weniger EE-Strom. Sind diese Zusammenhänge grundsätzlich zu erwarten, da bspw. Windenergie nur auf freien Flächen installiert werden darf, stellen sie die Umsetzung eines regionalen Produktes am Vorbild der Region Trier unter Umständen vor eine hohe Herausforderung bzw. können eine Umsetzung nicht wirtschaftlich machen. Analog zu den Überlegungen oben, gibt es auch hier Regionen, die bezogen auf die Menge gegenüber der Region massive Überschüsse oder einen sehr kleinen EE- Anteil im Rahmen eines regionalen Stromproduktes erwarten lassen. Überschüsse per se sind jedoch kein Kriterium, an dem die Umsetzbarkeit scheitert. Die Wirtschaftlichkeit ist auch dann gegeben, wenn diese Überschüsse zu einem adäquaten Preis veräußert werden können. Ist die Integration von steuerbaren Erneuerbaren relativ gut zu handhaben, führen dargebotsabhängige Energien unter Umständen zu ungewollten, nicht kompensierbaren 346 Überdeckungen, die um eine Abschaltung zu vermeiden veräußert werden müssen. Dabei liegen die größten Unwägbarkeiten bei der Windenergie, deren Einspeiseprofil, anders als die Stromerzeugung aus Solarstrom zu Peak-Zeiten, unvorhergesehener und auch wenig planbarer verläuft. Bei der Beurteilung der Wertigkeit von Überschüssen kann es ebenfalls zu regionalen Unterschieden kommen. So weicht beispielsweise der grundsätzlich anzusetzen- 345 Eigene Darstellung 346 Bspw. durch Demand-Side-Mangement 212

215 de Wert von Windenergie zwischen einzelnen Regionen ab, wie es Abbildung 5-9 nahelegt. Dargestellt sind die Korrelationen zwischen der Erzeugung von Windenergie und dem Börsenpreis. Je negativer die Korrelation ist, desto niedriger ist der Erlös an der Börse und damit der (kurzfristige) Wert des Windstromes aus der Region. Abbildung 5-9: Winderzeugung und Börsenpreis 347 Ableitung einer Kennzahl zum Vergleich von Regionen Wie vorstehend sichtbar wurde, sind die Unterschiede zwischen den einzelnen Regionen teilweise fundamental, sowohl hinsichtlich der EE-Erzeugung, der EE-Menge als auch der zu deckenden Arbeit. Dennoch lassen sich anhand der Grundindikatoren Regionen bestimmen, in denen eine Umsetzung des regionalen Stromproduktes im Sinne dieser Studie vielverspre- 347 Vgl. Lorenczik, S

216 chend erscheint und gezielt auf eine Machbarkeit untersucht werden sollte. Ebenso können Regionen identifiziert werden, in denen davon auszugehen ist, dass ein regionales Stromprodukt wohl nicht wirtschaftlich abbildbar ist. Bei dem regionalen Stromprodukt werden die EE-Mengen der Region aufgekauft und regional verbraucht. Fehlmenge bzw. die Residuallast werden zugekauft und Überschüsse werden überregional veräußert. Im Rahmen einer Abschätzung der Wirtschaftlichkeit, kann unterstellt werden, dass die EEG-Mengen in der Höhe des EEG-Vergütungsanspruches abgeglichen werden müssen, da ein Zahlungsanspruch in eben dieser Höhe besteht. Für EE-Mengen die keinen Vergütungsanspruch haben kann der Marktpreis als Preis angelegt werden, der den jeweiligen Anlagenbetreibern mindestens gezahlt werden muss, da sie ihren Strom ansonsten in anderen Märkten veräußern würden. Zu diesem Marktpreis werden im Rahmen der Abschätzung auch die Überschüsse veräußert. Regionale Unterschiede im Wert der EE-Überschüsse, insbesondere bei Windstrom sollen in einem ersten Vergleich unberücksichtigt bleiben. Für eine erste Abschätzung der Kosten und damit der Wirtschaftlichkeit lassen sich nun die Kosten für die Kilowattstunde Strom jeder Region abbilden durch: Formel 3: Wirtschaftlichkeitsberechnung Reg. Stromprodukt C r (kwh) = P r (kwh) EEG r + (1 P r (kwh)) MP Mit - Pr(kWh) als relativer Anteil des EEG-vergütungsfähigen Stromes am jährlichen Gesamtbedarf der Region - EEGr als regionale Kosten des EEG-vergütungsfähigen Stromes - MP als einheitlichem, bundesweiten Marktpreis - 1-Pr(kwh) als Residuallast. Liegen absolute EE-Überschüsse vor, so wird der Term negativ und der EEG-Strom wird zum Marktwert veräußert. Die Bestimmung des Gesamtverbrauches erfolgt dabei als Schätzer der gesamten Entnahmen aus dem öffentlichen Netz 348 bezogen auf den Kopf und liefert, im Fall der Region Trier annähernd ähnliche Ergebnisse wie die tatsächliche Entnahme. Für den Marktwert wird im Rahmen der Abschätzung der durchschnittliche, lastge- 348 Anhand der testierten Letztverbrauchwerte der ÜNB für das Jahr

217 wichtete Preis am Day-Ahead-Markt der EPEX-Spot herangezogen. Dieser betrug im Jahr 2012 gut 45 /MWh. Die so ermittelten, überschlägigen Kosten eines regionalen Stromproduktes reichen von gut 4,5 ct/kwh in Regionen mit nahezu keiner Stromerzeugung aus EEG-fähigen Anlagen bis zu 17,8 ct/kwh für Strom aus Regionen mit einer EEG-Quote von über 100 %, bzw. einem sehr hohen Anteil sowohl an PV-Strom als auch einer überdurchschnittlichen EEG-Quote am Gesamtbedarf. Die Ergebnisse aller PLZ-Regionen in Abhängigkeit von Kosten und EEG-Anteil sind in Abbildung 5-10 aufgetragen, die Region Trier ist rot markiert, der Wert für Deutschland schwarz. Abbildung 5-10: Scatterplot EE-Anteil und Stromkosten im regionalen Stromprodukt 349 Wie man sieht, sind die Kosten in der Region Trier anhand der Kennzahlenberechnung höher zu erwarten, als im Bundesschnitt. Dieses Ergebnis wird auch durch die Berechnungen in validiert, da gegenüber dem Standardtarif das regionale Stromprodukt nur unter Inanspruchnahme von gesonderten Vergünstigungen wirtschaftlich abbildbar ist. Im Gegenzug jedoch ist der Anteil an Erneuerbaren innerhalb der Region weit über dem Bundesschnitt. Ob und in welchem Umfang ein regionales Stromprodukt konkret umsetzbar ist, muss in einem zweiten Schritt je Region gesondert geprüft werden, da bspw. der Wert von Überschüssen, die Kosten der Residualmenge oder auch Korrelationen von FEE-Erzeugung und Bedarf sich regional unterscheiden. 349 Eigene Darstellung 215

218 Die so berechneten durchschnittlichen Stromkosten für die Belieferung von Letztverbrauchern liefern jedoch einen fundierten Anhaltspunkt, in welchen Regionen eine wirtschaftliche Abbildung zu erwarten ist und eine detaillierte Prüfung erfolgsversprechend scheint. So ist grundsätzlich zu erwarten, dass ein regionales Stromprodukt umso besser abbildbar ist, desto niedriger die Kosten (-abschätzung) verläuft sowie je geringer der Anteil an insbesondere fluktuierenden Erneuerbaren ist. Anhand dieser Parameter lassen sich die Regionen hinsichtlich ihres Potenzials klassifizieren. Abbildung 5-11 zeigt, wo eine Umsetzung aus wirtschaftlichen Überlegungen realistisch erscheint und wo nicht. Abbildung 5-11: Potenzial Cluster Übertragbarkeit 350 In den Regionen, die in den dunkelgrünen Bereichen liegen, sollte eine Umsetzung auch ohne die Inanspruchnahme von Vergünstigungen zu günstigeren Letztverbraucherkosten führen, als im Bundesschnitt (aber auch zu einer geringeren EE- Stromquote). In den hellgrünen Bereichen ist davon auszugehen, dass sich ein regionales Stromprodukt nach dem Modell der Studie in jedem Fall umsetzen lässt, wenn auch analog zur Region Trier unter Umständen nur mit Vergünstigungen. Die Wirtschaftlichkeit in Regionen der gelben Bereiche ist abhängig von der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur innerhalb der Region und kann über den Kosten in- 350 Eigene Darstellung 216

219 nerhalb der Region Trier liegen. Die Regionen, die innerhalb den roten Regionen liegen lassen keine wirtschaftliche Abbildbarkeit erwarten, da ihre Stromkosten (aufgrund der Erzeugungsstruktur) und/oder die EE-Menge und damit das Risiko von Überschusserlösen unter Markt signifikant höhere Letztverbraucherkosten erwarten lassen. Tabelle 5-1 listet für jede der so identifizierten Wirtschaftlichkeitsklassen Beispielregionen und deren Merkmale auf. Tabelle 5-1: Beispiele Übertragbarkeit Regionen 351 Wie zu erkennen ist, zeichnet sich hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit kein einheitliches Bild ab. So ist, wie auch zu erwarten, in den Regionen, in denen wenig oder sehr günstiger EEG-Strom vorhanden ist, eine Umsetzung zu wirtschaftlichen Bedingungen sehr sicher möglich. In Regionen, die über einen sehr hohen Anteil bzw. relativ teurere Erzeugungskapazitäten verfügen ist eine Umsetzung nur mit zusätzlichen Vergünstigungen möglich, um gegenüber dem Status quo wirtschaftlich zu sein. Eine Umsetzung in den grünen Regionen, hat jedoch zur Folge, dass die aus dem Vergütungsanspruch der Anlagenbetreiber resultierende Zahllast aller Letztverbraucher, die kein regionales Strommodell umsetzen, höher ausfallen muss. Umgekehrt gilt, dass in den Regionen in denen ein regionales Stromprodukt nur mit (zusätzli- 351 Eigene Darstellung 217

220 chen) Vergünstigungen umsetzbar ist, die Belastung in den anderen Regionen geringer ausfällt da überproportional EEG-Vergütungskosten dem System entzogen werden. Eine solche Vergünstigung entspräche in der Folge einer überregionalen Subventionierung auf die EEG-Umlage für alle anderen. Die Umsetzung eins regionalen Strommodells geht somit bei einer rein betriebswirtschaftlichen Betrachtung der Kostensicht, auch immer mit Umverteilungen einher, außer für den unwahrscheinlichen Fall, dass die regionalen Differenzkosten mit den bundesweiten Differenzkosten übereinstimmen. Diesen Umverteilungen können jedoch andere Sekundäreffekte gegenüberstehen, die diesen Effekt rechtfertigen. Im Zuge der Diskussion um potentielle Stellschrauben zur Wirtschaftlichkeit wurde aber auch bereits deutlich, dass Ansätze vorstellbar sind, die eine Übervorteilung oder Schlechterstellung einzelner Regionen individuell vermeiden können. Ungeachtet der soeben aufgeführten regionalen EE-Kosten- und Mengenparameter ist auch zu beachten, dass die Realisierung eines regionalen Stromprodukts höhere Anforderungen an die Kompetenz (z.b. im Portfolio-/Bilanzkreismanagement sowie Risikomanagement) des Lieferanten setzt. Selbst bei vergleichbaren Beschaffungskostenstrukturen zum Bundesdurchschnitt führt die Umsetzung eines regionalen Stromprodukts zu einem organisatorischen Mehraufwand für die Stadtwerke /Lieferanten. Bei der Kompensation dieses Mehraufwandes gilt es die Balance zu wahren, einerseits einen ausreichenden Teilnahmeanreiz für Stadtwerke und Regionen zu setzen und andererseits Mitnahmeeffekte zu vermeiden. 5.2 Notwendige Änderungen der Rahmenbedingungen für ein Regionales Stromprodukt Die politisch derzeit forcierte Marktintegration Erneuerbarer Energien ist meist auf eine rein börsliche Vermarktung an den Spotmärkten begrenzt. Schwierigkeiten und Nachteile der Vermarktung insbesondere fluktuierender Erneuerbarer Energien an den börslichen Handelsplätzen traten im Rahmen dieser Studie deutlich hervor. Das gegenwärtige Prozedere der Vermarktung des EEG-Stromes sowie die langfristige Beschaffungspraxis der Lieferanten (welche keinerlei Verknüpfung zum Dargebot der EE aufweist) verhindern eine echte Systemintegration dieses Stromes. Dies kann jedoch über eine deutlich aktivere Rolle der Stadtwerke erreicht werden. Stadtwerke verfügen über ausgezeichnete Kenntnisse der regionalen Erzeuger, Verbraucher und potenziellen Flexibilitätsbereitsteller und dies gleich für mehrere Energieträger. So können auch regionale, dezentrale Optionen im Ausgleich der Erneuerbaren Energien beansprucht werden, welche im Prozedere der heutigen Nutzung des Stromes aus Erneuerbaren Energien noch nicht in Erscheinung treten. Eine Portfoliointegration des regionalen EE Stromes wertet die Rolle des Stadtwerks 218

221 als Energiewendeakteur deutlich auf. Gleichwohl sind hiermit auch eine Vielzahl an Herausforderungen und Neuerungen verbunden. So muss die Handelsorganisation und -kompetenz womöglich umfangreich auf die Anforderungen einer deutlich kurzfristigeren, auf die EE abgestimmten Beschaffung ausgerichtet werden. Die Vergütungszahlungen für Strom aus EE werden im Rahmen des regionalen Stromprodukts nicht mehr über ein bundesweites Vermarktungs- und Umlagesystem abgewickelt, sondern direkt von den regionalen Verbrauchern erhoben und an die regionalen Erzeuger weitergeleitet. Dieser Ansatz ist jedoch zum heutigen Zeitpunkt nicht kompatibel zu den Vorgaben des geltenden Energierechts. Das im EEG vorgesehene Grünstromprivileg wäre ein Ansatz gewesen, bereits unter aktuellen regulatorischen Vorgaben ein regionales Stromprodukt umzusetzen. Da dieses jedoch nach politischem Willen nicht fortgeführt wird, müssten zur Realisierbarkeit des skizzierten Modells eines regionalen Stromprodukts neue Rahmenbedingungen geschaffen werden. Zwar können nach derzeitigem Stand auch EEG-Anlagen ohne Vergütungsbeanspruchung analog zu einem konventionelles Kraftwerk vermarktet, bzw. in die Portfolios der Lieferanten eingebunden werden, aus ökonomischer Sicht käme dies jedoch einer Doppelbelastung der regionalen Stromkunden gleich. Da die regionalen Stromkunden bereits die gesamten Vergütungszahlungen der regionalen Erzeugungsanlagen tragen, wäre ein zusätzlicher Beitrag in voller Höhe zum bundesweiten Umlagesystem nicht zu rechtfertigen. Je nach regionaler Kostenstruktur der Erneuerbaren Energien sowie den Herausforderungen an das Stadtwerk wurden vorstehend weitere mögliche Vergünstigungen über eine Befreiung der EEG-Umlage hinaus diskutiert, welche bei Bedarf rechtlich festzuschreiben wären. Neben dem regulatorischen Rahmen und der Motivation regionaler Akteure erfordert die Realisierung eines regionalen Stromprodukts auch zwingend die Bereitschaft der regionalen Stromkunden. Ihr Entgegenkommen etwa bezüglich der Dauer von Preisgarantien kann eine Umsetzung wesentlich vereinfachen. Grundsätzlich steht den Endkunden in einem liberalisierten Markt die Wahl des Lieferanten offen. Ebenso stellt sich die Frage nach der Teilnahme der regionalen EE-Erzeugungsanlagen. Das EEG 2012 garantiert dem Anlagenbetreiber grundsätzlich die Abnahme ( 8 EEG 2012) 352 sowie eine Vergütung dieses Stromes ( 16 EEG 2012). Die Vermarktung des Stromes im Rahmen der Marktprämie oder des Grünstromprivilegs stellt hingegen nur eine zusätzliche Option dar ( 33a EEG 2012), die dem Anlagenbetreiber wahlweise zur Verfügung steht. Um den Strom im Rahmen eines regionalen Stromproduktes hinreichend sicher einbinden zu können, sollten die Optionen der Vermarktung für Anlagen in denen ein regionales Stromprodukt umgesetzt wird abgeschafft werden. Dies ist grundsätzlich auch denk- und umsetzbar, da die gegen- 352 Unter den Einschränkungen des 11 EEG 2012 sowie 13 EnWG 219

222 über dem Anlagenbetreiber ausgesprochenen Garantien sich nur auf Abnahme und Vergütung des Stromes beschränken. Bei Strom aus Anlagen, die ohne einen gesetzlich gewährten Vorteil auskommen erscheint eine zwingende, regionale Bereitstellung kaum umsetzbar. Sie ist auch nicht zwingend nötig, da eine Nutzung dieser Strom durch Zahlung von Marktpreisen aufgekauft werden kann. Zudem wird hinsichtlich der Teilnahmebereitschaft von Stromkunden und EE- Erzeugern auch berücksichtigt werden müssen, welche Stellung die Regionalität für das Marketing und die Identifikation einnehmen kann. 5.3 Ausblick Im Rahmen dieser Studie konnte nachgewiesen werden, dass ein regionales Stromprodukt, im Sinne einer vollständigen Portfoliointegration Erneuerbarer Energien, durch das Mitwirken aller Akteursgruppen bei gleichzeitigem politischem Willen wirtschaftlich abbildbar ist. Die Wirtschaftlichkeit steht jedoch auch in engem Zusammenhang mit der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur der jeweiligen Region. Aufgrund der Komplexität konnten wettbewerbliche Fragestellungen sowie gesamtsystemische Auswirkungen regionaler Stromprodukte nur in groben Zügen dargestellt werden. Eine ausführliche Bearbeitung dieser Fragestellung könnte Gegenstand anschließender Forschungsvorhaben sein. So bliebe etwa zu klären, inwiefern Rahmenbedingungen zur Bildung von Regionen vorgegeben werden müssen, die eine Entfaltung systemischen Vorteile zur Geltung kommen lassen und gleichzeitig Tendenzen der Entsolidarisierung vermeiden. Des Weiteren eröffnet sich über die Umsetzung Regionaler Stromprodukte eine neue Möglichkeit der Zusammenführung von Bürgern sowie der regionalen EE-Erzeugung. Durch eine regionale, regenerative Endkundenbelieferung ist es auch vorstellbar, dass die Akzeptanz gegenüber bestehender und in Planung befindlicher EE-Anlagen zunimmt. 220

223 6 Anhang 6.1 Regelenergiemärkte (bearbeitet von TSB) Primärregelenergie Allgemeiner Marktüberblick Der Markt der Primärregelleistung mit einem Volumen von 576 MWel teilt sich derzeit (Stand: Januar 2013) auf 14 Anbieter auf. Die Teilnehmer sind meist aus dem Bereich der Stromerzeugung mit Großanlagen. Schweizer Unternehmen nehmen bereits an der Primärregelleistung teil. 353 Hintergrund ist, dass sich der Schweizer Übertragungsnetzbetreiber Swissgrid seit März 2012 an der gemeinsamen Ausschreibung in Deutschland beteiligt. Nach und nach soll der gesamte Primärregelleistungsanteil der Schweiz in der gemeinsamen Ausschreibung durchgeführt werden und damit als fünfte Regelzone auftreten. 354 Insgesamt betrachtet handelt es sich bei den Anbietern um erfahrene Akteure auf dem Energiemarkt. Diese Anbieter haben jeweils unterschiedliche Anlagen in ihrem Portfolio. Dieses reicht von Großanlagen bis hin zu kleineren Leistungsbereichen und gepoolten Anlagen. Davon abweichend können größere Anlagen mehrere Leistungsscheiben in der Ausschreibung anbieten und auf diese Weise ggf. die erzielbaren Erlöse optimieren (beispielsweise mit unterschiedlich kalkulierten Leistungspreisen). Vor dem Hintergrund, dass die Mindestangebotsgröße auf ±1 MWel festgelegt worden ist, besteht prinzipiell die Möglichkeit, dass weitere Anbieter von Primärregelleistung auf den Markt vordringen können. Dies ist an den Anbieterlisten zu erkennen. Im Juni 2011 waren lediglich 8 Anbieter an der Primärregelleistung beteiligt, aktuell (Januar 2013) sind dies 14 Anbieter. Bisherige Entwicklung des Marktvolumens Für das europäische Netz wird ein Referenzvorfall nach dem Operation Handbook von MWel festgelegt (entspricht beispielsweise dem gleichzeitigen Ausfall von zwei Großkraftwerken). Der Wert von MWel wird für die im gesamten europäischen Stromnetz vorzuhaltende Primärregelleistungsreserve übernommen und muss innerhalb von 30 Sekunden in voller Höhe abrufbar sein. Die deutschen Übertra- 353 Vgl. regelleistung.net 354 Vgl. Übertragungsnetzbetreiber 2012b 221

224 gungsnetzbetreiber stellen einen Anteil von derzeit (Januar 2013) 576 MWel bereit. 355 Zwischen dem Zeitpunkt 0 Sekunden und 30 Sekunden wird für die Leistung ein proportionaler Anstieg angenommen, d.h. nach 15 Sekunden müssen 50 % der Primärregelleistung zur Verfügung stehen. Die Abbildung 6-1 verdeutlicht die zeitlichen Anforderungen an die Höhe der abrufbaren Primärregelleistung. Abbildung 6-1: Einsatzzeiten der Primärregelleistung 356 Des Weiteren muss die gesamte zur Verfügung stehende Primärregelleistung ab der maximalen Frequenzabweichung von ±200 mhz zur Stabilisierung des Stromnetzes eingreifen. 357 In Abbildung 6-2 sind die Leistungen, die die Ausschreibung der ÜNB gewonnen haben und somit in der Vorhaltung der Primärregelleistung gekommen sind, dargestellt. Die vorgehaltenen Leistungen der Primärregelleistung sind nach einer konstanten Zeitspanne in den letzten Jahren stetig gefallen. Dies liegt daran, dass die Primärregelleistung für den Ausgleich von Leistungsungleichgewichten aus Kraftwerksausfällen und dem gängigen Lastrauschen vorgehalten wird. Da der Bedarf abhängig ist vom Verhältnis der jährlichen Einspeisung der Mitgliedsländer, variiert auch die vorgehaltene Leistung der Primärregelleistung in höherem Maße. Die genauen Gründe für die Bedarfsabnahme können nicht genau benannt werden. Drei mögliche Annahmen sind vorstellbar. Durch einen erhöhten Verbrauch und dementsprechend erhöhte Einspeisung ins Netz der Mitgliederländer vergrößert sich deren Bedarf und senkt gleichzeitig den Bedarfsanteil in Deutschland. Zudem kommen noch Effizienzmaßnahmen in Deutschland hinzu. Der Ausbau der erneuerbaren Energien, der in der Energiewirtschaft große Änderungen mit sich zieht, hat auf die Primärregelleis- 355 Vgl. regelleistung.net 356 Vgl. ENTSO-E Vgl. ENTSO-E

225 tung keinen direkten Einfluss. Abbildung 6-2: Vorgehaltene Leistung der Primärregelleistung 358 Abbildung 6-3: Finanzielles Volumen der Primärregelleistung der vergangenen Jahre 359 Das finanzielle Volumen des Primärregelleistungsmarktes blieb bis auf geringe Schwankungen stabil. Das steigende finanzielle Volumen bei gleichzeitigem Bedarfsrückgang ist u.a. auch auf Leistungspreissteigerungen, gut zu erkennen in 2011 (siehe Abbildung 6-4) zurückzuführen. Ebenso besteht bei einem starken Bedarfsrückgang ein erhöhter Druck auf die Anbieter, wodurch die angebotenen Leistungspreise langfristig leicht sinken Marktpreise und Entwicklung 358 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 359 Vgl. BNetzA 2011d 223

226 Dieses Kapitel zeigt in den folgenden Abschnitten die Entwicklung des Primärregelleistungsmarktes auf. Es wird auf die Preisentwicklung des Marktes eingegangen, wobei generelle Trends erfasst und herausstechende Verläufe beschrieben werden. Sofern Preisschwankungen in den Ausschreibungsergebnissen zu erkennen sind, werden diese analysiert. Darüber hinaus wird in diesem Kapitel eine Verknüpfung zu weiteren Märkten geprüft. An dieser Stelle ist insbesondere der Strommarkt zu nennen, der durch die Handelsbörse EEX repräsentiert wird. Zusätzlich werden auch Wechselwirkungen zu dem Ausbau der Erneuerbaren Energien bewertet. Die wichtigste Grundlage zur Auswertung sind die bezuschlagten Angebotslisten der Ausschreibung zur Primärregelleistung 360. Sie enthalten Angaben zu der angebotenen Leistung, dem Angebotspreis und dem Zeitraum des Angebots. Die Listen wurden für den Zeitraum von Januar 2010 bis August 2012 zusammengetragen. Die zeitliche Auflösung der Daten beträgt Monate und ab dem Wochen. Um einen Vergleich zu weiteren Energiemärkten zu schaffen, wird als zusätzliche Datenbasis der Preisverlauf an der Strombörse, der European Energy Exchange (EEX) hinzugezogen. Hier wird der Physical Electricity Index (PHELIX) der Stundenkontrakte des Spotmarktes zum Vergleich angesetzt. 361 Auch bei diesem Datensatz wird der Zeitraum von Januar 2010 bis August 2012 betrachtet. Die zu Grunde gelegte zeitliche Auflösung der Daten beträgt Stunden (Anpassung an Ausschreibungsergebnisse der Primärregelleistung notwendig). Lediglich für den Zeitraum 2012 liegt nur der Tagesmittelwert (Baseload) vor. Für die weitere Auswertung ist diese Auflösung der Daten ausreichend, da keine untertägige Betrachtung der Daten stattfindet (vgl. Primärregelleistung: nur Wochenausschreibung). Ebenso wird für einen weiteren Vergleich auf zwei Datensätze für einen Sommer- und Wintertag der Photovoltaikeinspeisung Bezug genommen. Diese Daten liegen in Stundenauflösung für jeweils einen Tag ( und ) 362 vor und werden ebenfalls von der EEX zur Verfügung gestellt. Bisherige Entwicklung der Marktpreise Zu den Preisentwicklungen der Angebotspreise der Primärregelleistung kann allgemein festgestellt werden, dass eine Abnahme der Preise (Preisverfall) seit dem Jahr 2010 stattgefunden hat. Dieser Trend ist der Abbildung 6-4 zu entnehmen. In dieser Abbildung wird die Preisentwicklung übersichtlich zusammengefasst und zeigt dar- 360 Vgl. regelleistung.net 361 Vgl. eex.com Vgl. transparency.eex.com 224

227 über hinaus die Minimal- und Maximalwerte seit dem Jahr 2010 an. Abbildung 6-4: Preisverlauf der Ausschreibungsergebnisse 2010 bis 2012 (monatlich) 363 Die enthaltenen Zeitreihen sind auf Monatswerte skaliert um einen Überblick über den Verlauf zu schaffen. Im Zusammenhang dazu ist zu erwähnen, dass die ab dem beginnende Wochenausschreibung auf Monate hochgerechnet wurde. Ungeachtet dieser Änderung von der monatlichen zur wöchentlichen Ausschreibung lässt sich feststellen, dass ein stetiger Preisverfall vorherrscht. Eine Möglichkeit diesen Preisverfall zu erklären ist der, dass mit der Einführung der gemeinsamen Ausschreibung und dem Ziel zu mehr Transparenz eine höhere Konkurrenzsituation als früher besteht. Wird die Anbieterliste verglichen, fällt auf, dass hier große Energiehändler und Energieversorger agieren, welche in der Lage sind eine Vielzahl von Angeboten in kleinen Leistungsscheiben abzugeben. Auf diese Weise kann es zu Angebotsüberhängen kommen, die in Realität keine Seltenheit sind 364 (wird jedoch nicht veröffentlicht) und daher zu einem Preisverfall bzw. geringeren Preise für die gehandelte Primärregelleistung führen. Der bisher beschriebenen Preisentwicklung steht ein zu verzeichnender leichter Anstieg der bezuschlagten Angebotspreise seit der Umstellung auf die wöchentliche Ausschreibung entgegen. 363 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 364 Vgl. TenneT TSO GmbH

228 Abbildung 6-5: Preisverlauf der Ausschreibungsergebnisse 2011 bis 2012 (wöchentlich) 365 Ebenso wie in Abbildung 6-4 erkennbar wird auch hier deutlich, dass der Verlauf des gewichteten Mittelwertes (rote Linie), bezogen auf angebotene Primärregelleistung, im Verlauf der Jahre schwankt. Dies ist angenähert an die Jahreszeitenschwankung und durch die Wirkungsgradänderungen der Kraftwerke, geplanten Kraftwerksrevisionen und angepassten Stromverbräuche an die Witterung erklärbar. Seit der Umstellung der Ausschreibung hat dies noch stärker zugenommen, wie in Abbildung 6-5 zu erkennen. Der Peak in der KW 15 ist durch die Ausschreibungsmodalitäten der Primärregelleistung erklärbar. Daraus lässt sich als Schluss ziehen, dass es für diese Woche in der ersten Instanz keinen Überhang an Angeboten gab und alle Angebote bezuschlagt wurden. Die fehlende Leistung wurde daraufhin in der zweiten Ausschreibung beschafft. Darüber hinaus wird bei dieser Ausschreibung ersichtlich, dass die Anbieter versuchen möglichst hohe Angebote zu platzieren ( /MWel als letztes Angebot in der ersten Instanz), um auf diese Weise ihren Gewinn zu maximieren. Da Überhänge der Angebote nicht veröffentlicht werden, ist es schwierig zu bestimmen, wie hoch die Anzahl der nicht bezuschlagten Angebote ist. Nach diesem Extremwert kann jedoch die Vermutung angestellt werden, dass in den nicht veröffentlichten Angeboten eine solche Preispolitik vermehrt vorkommt und dies im Regelfall nicht auffällt, da genug Angebote vorliegen um die ausgeschriebene Primärregelleistung zu decken. Hier ist von einer allgemeinen Unsicherheit der Anbieter in der Entwicklung der Ausschreibung auszugehen und was zu den, in Abbildung 6-5 zu erkennenden, hohen Maximalwerten geführt hat (hier wurde keine zweite Ausschreibung durchgeführt). Diese meist zwei Ausschreibungsverfahren zur Deckung des erforderlichen 365 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 226

229 Bedarfs und die höhere Risikobereitschaft der Händler führten auch in den darauffolgenden Wochen zu höheren maximalen Leistungspreisen. Denn seit der KW 16 (2012) lässt sich ein Trend, hin zu höheren maximalen Angebotspreisen verzeichnen. In Abbildung 6-5 wird dies, bei Betrachtung der Ausschreibungsergebnisse, in der zeitlichen Auflösung von Kalenderwochen (KW) deutlich. Es lässt sich festhalten, dass die Minima und Maxima wieder deutlicher auseinander liegen, was seit der Umstellung auf die wöchentliche Ausschreibung nur in Einzelfällen aufgetreten ist. Zudem lässt sich feststellen, dass vermehrt Angebote zwischen dem Minimum und dem Maximum liegen und diese nicht mehr überwiegend am Minimum angesiedelt sind. Untersuchung auf Clusterbildung Ergänzend lassen sich die Angebote auch hinsichtlich einer Clusterbildung analysieren bzw. ob aus den Daten ersichtlich wird, dass es sich bei bestimmten Angeboten um den gleichen Anbieter oder die gleiche Anlage handelt. In dem Betrachtungszeitraum von Januar 2010 bis August kann keine derartige Angebotsabgabe zweifelsfrei identifiziert werden. An wenigen Stellen lassen sich Interpretationen treffen, die eine Aussage zu einem Anbieter zulassen. Um jedoch eine gesicherte Aussage zu den Angeboten zu treffen, müsste zu jedem Angebot auch der Anbieter und die jeweiligen Anlage genannt sein (vertraulich, daher nicht verfügbar). Wird als Beispiel die Ausschreibung vom bis betrachtet, kann ein Muster in der Angebotsabgabe erkannt werden. In dieser Ausschreibung liegen 27 Angebote zu dem gleichen Preis und der gleichen (ein Angebot weicht um 4 MWel ab) Leistung vor (Summe 139 MWel). Diese Angebotsabgabe lässt den Schluss zu, dass ein Anlagenbetreiber seine zur Verfügung stehende Regelleistung in mehrere Scheiben unterteilt hat. Interessant ist hierbei, dass die Leistungsscheiben alle den gleichen Angebotspreis haben und dieser nicht in unterschiedlichen Preisregionen angesiedelt ist (wäre dies der Fall, ließe sich ohne zusätzliche Angaben nicht erkennen, dass es sich um den gleichen Anbieter handelt). Möglicherweise wurde mit diesen Angeboten und der dahinter stehenden Gesamtleistung darauf spekuliert die ausgeschriebene Primärregelleistung bis zum Schluss abzudecken (Bedarf von 623 MWel März 2010). Eine Zuordnung zu einem Anbieter ist an dieser Stelle reine Spekulation, könnte jedoch aufgrund der hohen Gesamtleistung eher bei einem größeren Energieversorger gesehen werden. Abweichend sticht ein weiteres Angebot hervor, welches für den Betrachtungszeit- 366 Auswertung der Ausschreibungsergebnisse in Exceltabelle 227

230 raum in nahezu jeder Ausschreibung 106 MWel beträgt (beginnend ab Oktober 2010). Auch bei diesem Angebot ist davon auszugehen, dass ein größerer Energieversorger beteiligt ist. Abhängigkeiten der Preise bzw. Zusammenhänge mit anderen Märkten Wie aus den bereits dargestellten Monats- und Wochendiagrammen ersichtlich wird, sind Schwankungen in den bezuschlagten Angeboten der Primärregelleistung zu verzeichnen. Nachfolgend werden diese Schwankungen in Relation zu weiteren Märkten gebracht. Der in Abbildung 6-5 bereits aufgezeigte Leistungspreisverlauf wird nun dahingehend analysieren, ob eine Verbindung zu einer allgemeinen Erhöhung des Strompreises in Deutschland damit in Zusammenhang steht. Vor diesem Hintergrund ist in der folgenden Abbildung 6-6 der Bezug zur Strombörse EEX dargestellt. Damit fließen die dort gehandelten Strommengen und deren Preisentwicklungen in die Betrachtung ein. Abbildung 6-6: Bezug Primärregelleistung zu EEX von 2010 bis 2012 (Index: PHELIX) 367 Aus dem Vergleich des Verlaufs der Angebote zur Primärregelleistung und dem E- EX-Index PHELIX in Abbildung 6-7 wird ersichtlich, dass der Arbeitspreis (Baseload) des Index in einem negativen Trend für den Zeitraum ab KW 16 (2012) verläuft und damit gegenläufig zu dem Primärregelleistungsmarkt ist. Dabei wird auf den Beginn der Wochenausschreibung (KW 26 in 2011) und den darauf folgenden gleichzeitigen Preisverfall beider Märkte hingewiesen. Wird nun jedoch der gesamte Zeitausschnitt in Abbildung 6-6 betrachtet, ist dieser Zusammenhang nicht mehr zu erkennen. 367 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com 228

231 Abbildung 6-7: Bezug Primärregelleistung zu EEX von Juli 2011 bis Juli 2012 (Index: PHELIX) 368 Extremereignisse wie im Februar 2012 spiegeln sich, im Gegensatz zur Börsenpreisentwicklung, im Primärregelleistungsmarkt nicht sichtbar wider. In diesem Zeitraum nimmt der Börsenpreis im Mittel für eine Woche den Wert von ca. 73 /MWhel ein. Der Grund ist eine Kältewelle und extreme Stromlieferungen von Deutschland nach Frankreich 369. Im direkten Kontrast auf den gesamten Winterzeitsaum gesehen, zeigen die Leistungspreise der Primärregelleistung einen kontinuierlichen Preisverfall. Bei sehr niedrigen Börsenpreisen, Z.B. KW 1 in 2012 und KW 14 in 2012 ergeben sich höhere maximale Leistungspreise bei der PRL. Zukünftige Preisentwicklungen Genaue Vorhersagen können für die Zukunft nicht getroffen werden, da die Leistungspreise stark von den Gesamtkosten des Kraftwerks inkl. den Brennstoffpreisen und der Anzahl der sich in Betrieb befindlichen Kraftwerke abhängen. Durch die Außerbetriebnahme weiterer Großkraftwerke wird sich der Leistungspreise bedingt durch die geringere Angebotsmenge eher erhöhen. Im Gegensatz dazu wird der Leistungspreis durch die Erweiterung der Anbieter um gepoolte Erzeuger und Verbraucher auch wieder sinken. 368 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com 369 Vgl. Kläsgen, M

232 6.1.2 Sekundärregelenergie Das Leistungsvolumen der Sekundärregelleistung teilt sich auf in positive und negative Leistung. Die ausgeschriebene Leistung wird quartalsweise an die Begebenheiten der Sekundärregelleistung angepasst. Die Anpassung erfolgt auf Grundlage der letzten vier Quartale für das folgende Quartal, und bildet somit hauptsächlich die langfristige Entwicklung ab. Bisherige Entwicklung des Marktvolumens Die vorgehaltene Leistung bewegte sich in der Vergangenheit etwa in einem gleichbleibenden Rahmen, dargestellt sind in Abbildung 6-8 die Leistungen, die die Ausschreibung der ÜNB gewonnen haben und somit in der Vorhaltung der Sekundärregelleistung sind. Die Darstellung erfolgt getrennt nach positiver und negativer Leistungsrichtung jeweils für den HT- und NT-Tarif. Abbildung 6-8: Vorgehaltene Leistung der Sekundärregelleistung 370 Die vorgehaltenen Leistungen der Sekundärregelleistung sind in den letzten Jahren relativ konstant geblieben. Dies liegt daran, dass die Sekundärregelleistung für den Ausgleich von Leistungsungleichgewichten aus Kraftwerksausfällen, Lastprognosefehlern, Lastrauschen und Fahrplansprüngen vorgehalten wird. Da sich diese Gründe der Frequenzabweichungen nicht maßgeblich ändern, variiert auch die vorgehaltene Leistung der Sekundärregelleistung nur in geringem Maße. Der Ausbau der erneuerbaren Energien, der in der Energiewirtschaft große Änderungen mit sich zieht, hat auf die Sekundärregelleistung keinen direkten Einfluss. 370 Eigene Darstellung 230

233 Abbildung 6-9: Finanzielles Volumen der Sekundärregelleistung der vergangenen Jahre 371 Das finanzielle Volumen des Sekundärregelleistungsmarktes bleibt bis auf geringe Schwankungen in etwa stabil. Dies ist auch mit dem stabilen Leistungsbedarf zu begründen. Zukünftige Entwicklung des Marktvolumens Die Entwicklung des Marktvolumens der Sekundärregelleistung in der Zukunft ist abhängig von den Leistungsungleichgewichten, die durch die Sekundärregelleistung ausgeregelt werden. Diese sind: Kraftwerksausfälle Lastprognosefehler Lastrauschen Fahrplansprünge. 372 Da diese Ungleichgewichte in Zukunft weiterhin bestehen werden und unabhängig von der Änderung der Erzeugungsstruktur sind, wird sich der Bedarf an Sekundärregelleistung nur in geringem Maße ändern vgl. Abbildung Vgl. BNetzA 2011d 372 Vgl. BMU, Nitsch et al

234 Abbildung 6-10: Entwicklung der vorzuhaltenden Minutenreserve und Sekundärregelleistung 373 Dieser in etwa gleichbleibende Bedarf an Sekundärregelleistung sorgt auch in Zukunft für eine gewisse Marktstabilität. Dies bedeutet auch für das finanzielle Volumen, das dies in etwa das bisherige Niveau halten wird Marktpreise und Entwicklung Die Marktpreise der positiven und negativen Sekundärregelleistung bestehen jeweils aus Leistungs- und Arbeitspreisen. Alle Preise wurden im Folgenden untersucht, um den typischen Verlauf der Preise darzustellen und auch äußere Einflüsse auf die Preise. Als äußeren Einfluss wurden die Börsenpreise untersucht, um Zusammenhänge zur Sekundärregelleistung darzustellen. Der Untersuchungszeitraum beschränkt sich auf die Daten von Beginn 2010 bis Mitte Bisherige Entwicklung der Marktpreise Leistungspreise: Die Entwicklung der Marktpreise stellte sich in der Vergangenheit sehr schwankend dar. Auch ein schwankender Unterschied zwischen den HT- und NT-Tarifen ist festzustellen. 373 BMU, Nitsch et al

235 Abbildung 6-11: langfristige Darstellung der pos. und neg. Sekundärregelleistung - Leistungspreise 374 In der Abbildung ist die Preisentwicklung und die Schwankung der Leistungspreise über die Jahre 2010 bis Mitte 2012 zu sehen. Betrachtet wurden die mittleren Leistungspreise, da diese etwa den durchschnittlichen Preisen im Jahresverlauf entsprechen. Bei der positiven Sekundärregelleistung ist ein genereller Abwärtstrend der Preise zu erkennen, wobei dieser nicht in die Zukunft prognostiziert werden kann. Bei der negativen Sekundärregelleistung ist das Preisgefüge etwas stabiler, der HT-Tarif ist etwas gestiegen, der NT-Tarif aber stark gefallen. Die starke Schwankung der Preise ist auf die hohe Freiheit der Händler bei der Preisgestaltung und deren daraus resultierende hohe Marktmacht zurückzuführen. Durch das Bieten von hohen Preisen, können beispielsweise andere Händler einen Anreiz bekommen auch höhere Preise zu bieten und somit entsteht ein Trend in der Preisentwicklung. Arbeitspreise: Im Folgenden sind die Arbeitspreise der Sekundärregelleistung dargestellt, untersucht wurden jeweils die mittleren Arbeitspreise, da diese einen Mittelwert aller Angebote in der Vorhaltung abbilden und extreme einzelne Abweichungen nicht stark ins Gewicht fallen. 374 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 233

236 Abbildung 6-12: langfristige Darstellung der pos. und neg. Sekundärregelleistung - Arbeitspreise 375 Die Arbeitspreise der positiven Sekundärregelleistung waren in den letzten Jahren relativ konstant und schwankten nur in geringem Maße. Die HT- und NT-Preise sind bis auf wenige Ausnahmen relativ gleich, was die Vermutung zulässt, das dort dieselben Anbieter agieren und deshalb bei beiden Tarifen denselben Arbeitspreis anbieten. Der negative Arbeitspreis folgte in den letzten Jahren einem klaren Abwärtstrend, aber auch dieser ist nicht in die Zukunft prognostizierbar. Diese Entwicklung bedeutet, dass der Markt der negativen Sekundärregelleistung für Anlagenbetreiber interessanter wird, da ein negativer Arbeitspreis bedeutet das die Händler Geld gezahlt bekommen wenn sie die Anlagen abschalten oder Verbraucher einschalten. Abhängigkeiten der Preise bzw. Zusammenhänge mit anderen Märkten Zur Bestimmung der preisbildenden Faktoren in der Sekundärregelleistung, wurden Daten der SRL von Januar 2010 bis Juni 2012 untersucht. Diese Zeitauswahl erfolgt auch aufgrund der Änderung der Marktstrukturen. Da diese in der Vergangenheit immer wieder an die Marktgegebenheiten angepasst wurden, wird keine weiter rückwirkende Betrachtung durchgeführt. Untersucht wurden die Sekundärregelleistungspreise auf langfristige Zusammenhänge mit den Börsenpreisen. Leistungspreise: Untersucht wurden die Sekundärregelleistungspreise auf Zusammenhänge mit den Preisen des Spot Marktes der Strombörse EPEX. Untersucht wurden die Leistungs- 375 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 234

237 und Arbeitspreise der Sekundärregelleistung, jeweils in positiver und negativer Leistungsrichtung. Da der Sekundärregelleistungsmarkt im Gegensatz zur Strombörse mit Leistungsund Arbeitspreisen aufgebaut ist, wurden auch die Leistungspreise der Sekundärregelleistung auf Zusammenhänge mit den Arbeitspreisen der Börse untersucht. Dies ist auch notwendig, da die Preise der Sekundärregelleistung von Händlern festgelegt werden, die zwar einen Grenzpreis für die Angebote der Anlagen bzw. Anlagenpools erreichen müssen, sich aber eher am Marktgeschehen orientieren, um einen größtmöglichen wirtschaftlichen Erfolg zu erzielen. Die Preise der Sekundärregelleistung werden als Mindest-, Mittlerer-, und Maximalpreis dargestellt, um einen Eindruck des Bieterverhaltens zu bekommen. Entscheidend ist hierbei jeweils der mittlere Preis, da die minimalen und maximalen Preise auch von einzelnen Bietern erzeugt werden können und keine Aussage über die Verteilung der Gebote liefern. Abbildung 6-13: Leistungspreis der positiven SRL im HT-Tarif im Vergleich zu EPEX Day-Ahead- Preisen 376 Im Februar 2012 ist zu erkennen, dass die positiven Leistungspreise der Sekundärregelleistung im HT-Tarif auf den starken Anstieg der Day-Ahead-Preise reagieren und auch ansteigen (Vgl. Abbildung). Dieser Anstieg der Day-Ahead-Preise ist bedingt durch einen sehr hohen Strombedarf in Deutschland und Frankreich, zeitgleich kam es zu Kraftwerksausfällen bedingt durch eine unzureichende Gasversorgung im Süden Deutschlands, was zu einem erhöhten Bedarf an Regelleistung führte. Da sonst kein sichtbarer Zusammenhang besteht, ist daraus zu schließen, dass der 376 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com 235

238 Markt stark von dem Gebotsverhalten der recht wenigen Händler abhängig ist. Deshalb reagiert der SRL-Preis auch nur bei sehr extremen Gegebenheiten an der Strombörse. Da bei der positiven Regelleistung die Anlagenleistung entweder in der Regelleistung oder einem anderen Markt der Energiewirtschaft vermarktet werden kann, werden bei hohen Preisen an der Strombörse einige Anlagenbetreiber ihre Anlagenleistung eher zu hohen Preisen an der Börse vermarkten. Durch eine daraus resultierende sinkende Angebotsleistung in der positiven Sekundärregelleistung steigt der Preis dieser. Derselbe Effekt ist bei der positiven Minutenreserve zu erkennen. Bei dem positiven Leistungspreis der Sekundärregelleistung im NT-Tarif, ist auch im Februar 2012 kein Zusammenhang zu erkennen, dies liegt daran, dass die hohen Börsenpreise vor allem tagsüber in dem HT-Tarif erzielt wurden und somit der NT- Tarif nicht durch die hohen Börsenpreise beeinflusst war. Die Leistungspreise der negativen Sekundärregelleistung im HT- wie auch im NT- Tarif weisen nur einen sehr geringen Zusammenhang mit den Spotmarkt-Preisen auf. Anlagenbetreiber die in der Regel einen Teil ihrer Anlagenleistung in der negativen Sekundärregelleistung vermarkten, können dies nur wenn sich die Anlage in der angebotenen Zeit in Betrieb befindet. Wenn an der Strombörse nun niedrige Preise geboten werden, können bestimmt Kraftwerke (z.b. Gaskraftwerke) ihre Grenzkosten nicht erzielen und vermarkten somit in dieser Zeit auch keinen Strom. Dies führt zu einer sinkenden Angebotsleistung in der negativen Sekundärregelleistung. Die sinkende Angebotsleistung kann zu einem steigenden Leistungspreis führen, da jetzt auch Anlagen mit höheren Gebotspreisen in die Vorhaltung kommen können. Umgekehrt bei hohen Preisen an der Börse steigt die Angebotsleistung in der negativen Sekundärregelleistung, was bedingt durch das pay-as-bid -Verfahren zu sinkenden Leistungspreisen führen kann. Das bedeutet, dass immer nur die günstigsten Leistungspreise einen Zuschlag für die Vorhaltung der Sekundärregelleistung bekommen, bei einer höheren Anzahl an Angeboten, kann somit der durchschnittliche Leistungspreis sinken. 236

239 Arbeitspreise: Die Arbeitspreise der positiven Sekundärregelleistung im HT-Tarif reagieren nur sehr bedingt auf den Strombörsenpreis. Dies geschieht wie in Abbildung 6-14 zu erkennen nur in deutlich sichtbaren Extremsituationen wie bspw. im Februar 2012 zu sehen. Hier folgte auf einen starken Anstieg der Spotmarktpreise auch ein Anstieg der Arbeitspreise der positiven Sekundärregelleistung im HT-Tarif. Dass die Preise in der Regel nicht abhängig sind bzw. nicht auf Preisänderungen reagieren, ist von der Angebotsstrategie der Händler abhängig. Abbildung 6-14: Arbeitspreis der positiven SRL im HT Tarif im Vergleich zu den EPEX Day-Ahead- Preisen 377 Bei den anderen Arbeitspreisen der Sekundärregelleistung sind keine Zusammenhänge mit dem Spotmarkt der Strombörse erkennbar. Grundsätzlich wäre dort eine ähnliche Reaktion der Preise wie in Abbildung 6-14 zu sehen möglich, aber ob diese Reaktion stattfindet ist maßgeblich von der Angebotsstrategie und deren Anpassung durch die Händler abhängig. So können Händler wenn sie erwarten, dass hohe Leistungen abgerufen werden, hohe Arbeitspreise bieten, bei relativ großen Chancen an einem Abruf teilzunehmen. Bieterstrategien und Gebotsmuster Grundsätzlich ist es möglich, am Sekundärregelleistungsmarkt mit verschiedenen 377 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com 237

240 Angebotsstrategien zu handeln. Es kann in zwei Grundstrategien unterteilt werden, zum einen eine leistungspreisorientierte und zum anderen eine arbeitspreisorientierte Strategie. Bei der leistungspreisorientierten Strategie verhält es sich so, dass der Leistungspreis so gewählt wird, dass das Gebot mit einer sehr hohen Wahrscheinlichkeit in die Vorhaltung kommt. Der Arbeitspreis wird bei dieser Variante sehr hoch angesetzt, damit die angebotene Leistung so selten wie möglich abgerufen wird. Mit dieser Strategie können Anlagen oder Anlagenpools durch ein leistungspreisorientiertes Gebot einen wirtschaftlichen Mehrwert mit relativ geringen Abrufstunden erzielen. Eine arbeitspreisorientierte Strategie ist grundsätzlich ähnlich einer Leistungspreisorientierten, da auch diese Angebote in erster Instanz das Ziel haben in die Vorhaltung zu kommen. Der entscheidende Unterschied liegt darin, dass der angebotene Arbeitspreis deutlich niedriger liegt. Dieser kann an die aktuellen Gegebenheiten des Marktes und der Anlage bzw. des Anlagenpools angepasst werden. Das Ergebnis stellt sich in der Regel so dar, dass die Anlagen je nach Marktgegebenheiten öfter abgerufen werden. So kann sich für die Anlagen ein weiterer wirtschaftlicher Mehrwert im Vergleich zu einer leistungspreisorientierten Strategie ergeben. Angebotsstrategie für erneuerbare Erzeuger Aus den obigen Ergebnissen lassen sich Bieterstrategien für erneuerbare Erzeuger ableiten. Für die Teilnahme am Sekundärregelleistungsmarkt muss allerdings vorausgesetzt sein, dass die Anlagen präqualifiziert sind, was nach bisherigem Stand der Regularien in der Regelleistungsbereitstellung für die fluktuierenden Erzeuger nicht möglich ist. Für regelbare Erneuerbare Erzeuger stellt sich die Angebotsstrategie wie oben beschrieben dar. Diese können je nach Einsatzplanung in der positiven oder negativen Sekundärregelleistung anbieten. Die Gebotsabgabe kann nach ökonomischer Prüfung sowohl leistungspreisorientiert als auch arbeitspreisorientiert erfolgen. So kann z.b. für ein Biogas-BHKW mit direktem Anschluss an eine Biogasanlage und hoher Wärmeabnahme eine leistungspreisorientierte Strategie mit sehr geringen Abrufstunden die ökonomisch sinnvollste sein, da das Biogas nicht zwischengespeichert werden muss und der Wärmebedarf ausreichend gedeckt wird. Für Erneuerbare Erzeuger sind in der Regel zwei unterschiedliche Strategien, zum einen in der positiven und zum anderen in der negativen Sekundärregelleistung, möglich. Die Vermarktung von Erneuerbaren Erzeugern in der positiven Minutenreserve wäre dann möglich, wenn die Leistung einer Anlage gedrosselt würde. Im Falle eins Abrufes kann die Anlagenleistung dann auf 100 % gesteigert und nach dem Abruf wieder gedrosselt werden. Der finanzielle Ausfall der nicht eingebrachten Stromerträge müsste dann über den Leistungs- und den Arbeitspreis gedeckt werden. 238

241 Ebenso wäre es möglich, BHKW, die zu groß ausgelegt wurden (z.b. Biogas- oder Deponiegas-BHKW), in der positiven Sekundärregelleistung und damit die zuvor ungenutzte Leistung zu vermarkten. In der negativen Sekundärregelleistung müsste die Angebotsstrategie sein, dass die Anlage in die Vorhaltung kommt und den Leistungspreis erhält. Zudem müsste der Arbeitspreis für die Deckung der Kosten bzw. der ausfallenden Erlöse über den Erlösen aus der EEG-Vergütung, Direktvermarktung oder sonstiger Vermarktung liegen. So können Investitionskosten über den Leistungspreis und arbeitsabhängige Kosten bzw. ausfallende Erträge über den Arbeitspreis gedeckt werden. Zusätzlich kann auch ein wirtschaftlicher Mehrwert erzielt werden Minutenreserve Das Marktvolumen der Minutenreserve teilt sich auf in positive und negative ausgeschriebene Leistung. Die ausgeschriebene Leistung wird quartalsweise an die Begebenheiten der Minutenreserve angepasst. Die Anpassung erfolgt auf Grundlage der letzten vier Quartale für das folgende Quartal, und bildet somit hauptsächlich die langfristige Entwicklung ab. Bisherige Entwicklung des Marktvolumens Das Marktvolumen bewegt sich in der Vergangenheit immer ungefähr in einem gleichbleibenden Rahmen, wie in Abbildung 6-15 zu sehen. 239

242 Abbildung 6-15: Vorgehaltene Leistung der Minutenreserve 378 Die vorgehaltene Leistung der positiven Minutenreserveleistung sank seit 2011 bis Mitte 2012 von zwischen und MW auf etwa MW, stieg aber bis Oktober 2012 wieder auf etwa 2400 MW. Die Leistung der negativen Minutenreserve bewegte sich zwischen MW und MW. Die Schwankungen der vorgehaltenen Leistung entstehen durch das Berechnungsverfahren der ausgeschriebenen Leistung. Wenn beispielsweise eine hohe Leistung vorgehalten wird, wird diese prozentual betrachtet weniger genutzt, als eine geringe Leistung in der Vorhaltung. Da dieser Faktor in die Berechnung einfließt, kann eine Schwankung der ausgeschriebenen Leistung entstehen. Ereignisse wie Beispielsweise das Atom-Moratorium können nur indirekt Einfluss auf die ausgeschriebene Leistung nehmen, indem diese die abgerufene Leistung beeinflussen. Zukünftige Entwicklung des Marktvolumens Die zukünftige Entwicklung des Marktvolumens der Minutenreserve ist abhängig von der Prognosegüte der Erzeugungsleistung, speziell der volatilen erneuerbaren Energien und der Verbrauchsleistung. Da der Anteil der erneuerbaren Energien weiter steigen wird, und die Prognosegüte in Zukunft nur noch leicht verbessert werden wird, wird der absolute Prognosefehler in Zukunft etwas anwachsen und somit der Bedarf an Minutenreserve steigen vgl. Abbildung Da die Minutenreserve nur langfristige Frequenzabweichung ausgleicht, sind die bestimmenden Faktoren der ausgeschriebenen Leistung vor allem Prognosefehler und Kraftwerksausfälle. Dabei nehmen die Verbrauchslastprognosen und die Kraftwerksausfälle in Zukunft eine untergeordnete Rolle ein. Dies ist bedingt durch zum einen die in Zukunft etwas sinkende Netzlast, was bei einem prozentual gleichbleibenden Prognosefehler einen niedrigeren absoluten Fehler zur Folge hat und zum anderen daran, dass die Anzahl der Kraftwerke über 100 MW elektrischer Leistung, diese werden bei der Bedarfsbestimmung der Minutenreserve berücksichtigt, in Zukunft auch geringer werden wird. 379 Die Prognosefehler der erneuerbaren fluktuierenden Einspeisung sind hauptsächlich für den Zuwachs der benötigten Minutenreserveleistung verantwortlich, da diese absolut betrachtet ansteigen werden. 378 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 379 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 240

243 Abbildung 6-16: Entwicklung der vorzuhaltenden Minutenreserve und Sekundärregelleistung 380 Zusammenhänge des Marktes mit den fluktuierenden erneuerbaren Erzeugern Hier wurde untersucht, ob die fluktuierende erneuerbare Erzeugung einen Einfluss auf die abgerufene Menge der Minutenreserveleistung hat. Untersucht wurden die positive wie auch negative Minutenreserve, da für die Auswirkungen auf die Minutenreserve der absolute Prognosefehler der ausschlaggebende Faktor ist und dieser in beiden Leistungsrichtungen auftreten kann. Dieser Betrachtung voran geht die These, dass die abgerufene Menge an Minutenreserveleistung wegen der zunehmenden Einspeisung der fluktuierenden erneuerbaren Erzeuger ebenfalls zunimmt. Um eine Aussage darüber treffen zu können, ob und wie sich die Erzeugung von erneuerbaren Energien auswirkt, müssen die entsprechenden Daten verglichen und ausgewertet werden. Dazu wurden die stündlichen Daten der abgerufenen Minutenreserve und die erwartete Produktion aus Wind und Solar grafisch gegenüber aufgetragen und miteinander verglichen. Beispielhaft werden hier die Ergebnisse für 2011 dargestellt. 380 BMU, Nitsch et al

244 Abbildung 6-17: Vergleich der abgerufenen Leistung der positiven und negativen Minutenreserve zu der erzeugten Leistung aus Wind und Fotovoltaik 381 In diesen Diagrammen ist zu sehen, dass die abgerufene Leistung der negativen Minutenreserve stärker auf die Schwankungen der fluktuierenden Erzeugung aus Wind und Fotovoltaik reagiert. Es ist natürlich kein identischer Verlauf der beiden Linien vorhanden, da die abgerufene Leistung der negativen Minutenreserve von vielen Faktoren wie z.b. Lastprognosefehlern, Kraftwerksausfällen und auch den Wind- und PV-Prognosefehlern beeinflusst wird. Im Gegensatz zur positiven Minutenreserve überschneiden sich die Spitzen (Maximalwerte) der negativen MRL und der fluktuierenden erneuerbaren Einspeisung häufiger. Bei der positiven Minutenreserve und der fluktuierenden erneuerbaren Erzeugung ist kein aussagekräftiger Zusammenhang erkennbar. Bei der Betrachtung der einzelnen Stundenwerte ist durch den Verlauf zu sehen, dass die abgerufene Leistung an negativer Minutenreserve auf die Erzeugung von fluktuierenden erneuerbaren Energien reagieren kann. Da die Minutenreserve durch ihre langfristige Strukturierung hauptsächlich Prognosefehler und Kraftwerksausfälle ausgleicht, ist darauf zu schließen, dass bei der erneuerbaren Erzeugung Prognoseabweichungen auftreten. Der absolute Prognosefehler steigt mit der steigenden Leistung der fluktuierenden Erzeugungsleistung. Ein Grund für diesen ähnlichen Verlauf der beiden Kennlinien liegt in 8 EEG 382. Dieser verpflichtet die Netzbetreiber Strom aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas, unverzüglich vorrangig abzunehmen, zu übertragen und zu verteilen. An Tagen mit viel Wind und/oder Sonne, sowie die vorrangige Abnahmepflicht für EE- Anlagen sind die Netze deutlich mehr mit fluktuierenden Energiemengen belastet. 381 Eigene Darstellung 382 EEG 2012;

245 Bei einer hohen Einspeiselast von volatilen Erzeugern, steigt der absolute Fehler einer Fehlprognose an, daher steht der Anstieg an abgerufener MRL mit der tatsächlichen Produktion von volatilen erneuerbaren Erzeugern in Verbindung Marktpreise und Entwicklung Die Marktpreise der positiven und negativen Minutenreserve bestehen jeweils aus Leistungs- und Arbeitspreisen. Alle vier Preise wurden im Folgenden untersucht, um den typischen Verlauf der Preise darzustellen und auch die äußeren Einflüsse auf die Preise. Als äußere Einflüsse wurden Brennstoffpreise, Börsenpreise und die ausgeschriebene Leistung untersucht, um Zusammenhänge zur Minutenreserve darzustellen. Auch die preisbedingten Bieterstrategien und bestimmte Gebotsmuster der Anbieter im Minutenreservemarkt wurden untersucht, um damit Änderungen z.b. im Preis der Minutenreserve zu erklären. Bisherige Entwicklung der Marktpreise Leistungspreise: Die Entwicklung der Marktpreise stellt sich in der Vergangenheit sehr schwankend dar, dies vor allem im langfristigen Bezug vgl. Abbildung Kurzfristig schwanken die Preise auch recht stark, dies ist Wochentags- und Tageszeit abhängig vgl. Abbildung

246 Abbildung 6-18: langfristige Darstellung der Minutenreserve Leistungspreise 383 In der Grafik ist die Preisentwicklung und die Schwankung der Leistungspreise über die Jahre 2010 bis Mitte 2012 zu sehen. Betrachtet wurden die mittleren Leistungspreise, da diese etwa den durchschnittlichen Preisen im Jahresverlauf entsprechen. Bei der positiven Minutenreserve ist ein deutlicher Abwärtstrend der Preise zu erkennen, die negativen Leistungspreise folgen diesem Trend teilweise für kurze Zeit, weisen aber auch hohe Peaks auf. Dies ist vermutlich auf die auf die hohe Marktmacht der Händler zurückzuführen, diese sind nur an wenige Vorgaben wie z.b. einen Grenzpreis gebunden. So kann es z.b. vorkommen, dass wenn ein Händler höhere Preise ansetzt, andere Händler in der nächsten Auktion (am darauffolgenden Werktag) auch höhere Preise bieten und somit ein Trend für steigende Preise gesetzt wird, dasselbe gilt für fallende Preise. Die Leistungspreise folgen einer Abhängigkeit nach Wochentagen und Vertragszeitscheiben. Abbildung 6-19: Wochen- und Tagesverlauf des positiven und negativen Leistungspreises 384 Die Leistung von Erzeugungsanlagen kann entweder an der Börse verkauft werden oder in der positiven Minutenreserve angeboten werden. Da die Netzlast in der Peak Zeit am höchsten ist, ist bedingt durch das geringere Leistungsangebot in dieser Zeit, der Leistungspreis höher. Die Nachfrage an Minutenreserve ist unabhängig von Peak und Off-Peak Zeiten und bleibt konstant. Der Leistungspreis der negativen Minutenreserve ist vor allem in den Nachtstunden von 0 bis 8 Uhr hoch. In diesen Zeiten sind weniger Erzeugungsanlagen am Netz 383 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 384 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 244

247 und können somit auch nicht in der negativen Minutenreserve anbieten. Dies führt zu einem gegenläufigen Effekt wie bei der positiven Minutenreserve. Es gibt in dieser Zeit bei konstanter Nachfrage weniger Angebot, daraus folgt, dass die Leistungspreise steigen. Arbeitspreise: Im Folgenden sind die Arbeitspreise der Minutenreserve dargestellt, untersucht wurden jeweils die mittleren Arbeitspreise, da diese einen Mittelwert aller Angebote in der Vorhaltung abbilden und extreme einzelne Abweichungen nicht stark ins Gewicht fallen. Abbildung 6-20: langfristige Darstellung der Minutenreserve Arbeitspreise 385 Auch der positive Arbeitspreis folgt einem Abwärtstrend, über die Jahre 2010 und 2011 war dieser noch recht konstant, aber seit Ende 2011 ist der positive Arbeitspreis stark am Fallen. Der negative Arbeitspreis entwickelt sich für Anlagenbetreiber immer interessanter, da ein negativer Arbeitspreis bedeutet dass der Anlagenbetreiber Geld bekommt wenn er seine Anlage abschaltet oder einen Verbraucher einschaltet. Auch zu erkennen ist, dass der negative Arbeitspreis dem generellen Abwärtstrend der Minutenreservepreise entgegenläuft. Ein Grund dafür kann sein, dass die Händler durch die hohe volatile Erzeugung einen erhöhten Bedarf sehen und deshalb die Preise anheben. 385 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net 245

248 Abhängigkeiten der Preise bzw. Zusammenhänge mit anderen Märkten Zur Bestimmung der preisbildenden Faktoren in der Minutenreserveleistung, wurden Daten der MRL von Januar 2010 bis Juni 2012 untersucht. Diese Zeitauswahl erfolgt aufgrund der Änderung der Marktstrukturen, da diese immer wieder an die Marktgegebenheiten angepasst werden, wurde keine weiter rückwirkende Betrachtung durchgeführt. Diese Werte wurden für die langfristige Preisentwicklung bzw. für die Untersuchung auf langfristige Preiszusammenhänge mit anderen Energiemärkten hin untersucht. Eine kurzfristige Untersuchung wurde an zwei beispielhaften Zeiträumen durchgeführt. Zum einen ein relativ aktueller Zeitraum im Juni 2012 und zum anderen ein Zeitraum im Februar 2012, an dem es zu starken Frequenzabfällen Aufgrund eines hohen Stromverbrauchs und dem Ausfall von Gaskraftwerken kam. Diese Zeiträume wurden auf Zusammenhänge der Minutenreservepreise mit anderen Preisen der verschiedenen Energiemärkte untersucht. Langfristige Betrachtung Die langfristigen Untersuchungen wurden für den Zeitraum vom Beginn 2010 bis Mitte 2012 durchgeführt. Untersucht wurden die Minutenreservepreise (Leistungspreis und Arbeitspreis) der Angebote in Vorhaltung. Es wurden die negativen und positiven Leistungs- als auch Arbeitspreise der Minutenreserve getrennt voneinander betrachtet. Die MRL-Preise werden als Mindestpreis, mittlerer Preis und Maximalpreis dargestellt, wobei der maximale Leistungspreis dem Grenzleistungspreis entspricht (der Preis des letzten Gebotes in der Vorhaltung). Da der Minutenreservemarkt im Gegensatz zu anderen Märkten der Energiewirtschaft mit Leistungs- und Arbeitspreis aufgebaut ist, wurden auch die Leistungspreise auf Zusammenhänge mit Brennstoffpreisen untersucht. Dies ist auch notwendig, da die Preise der Minutenreserve von Händlern festgelegt werden, die zwar einen Grenzpreis für die Angebote der Anlagen bzw. Anlagenpools erreichen müssen, aber sich eher am Marktgeschehen des Minutenreservemarktes orientieren, um einen größtmöglichen wirtschaftlichen Erfolg zu erzielen. Die Minutenreservepreise wurden mit den Preisen für Steinkohle, Erdgas, Rohöl, den Day-Ahead-Preisen der Strombörse EPEX und der ausgeschriebenen Leistung der Minutenreserve verglichen und auf Zusammenhänge untersucht. Auch sollte damit herausgefunden werden ob sich der Minutenreservemarkt langfristig an Brennstoffpreisen oder evtl. an dem Day-Ahead-Preisen orientiert. Am Day-Ahead-Markt der Strombörse EPEX in Paris, kann Strom bis einen Tag vor 246

249 Erbringung gehandelt werden, damit geht dieser Markt in etwa mit der Zeitlichen Abfolge der Angebotsabgabe der Minutenreserve einher. Durch diese Ähnlichkeit der Handelsphase, ist es möglich das Zusammenhänge zwischen diesen beiden Märkten bestehen. So können Anlagenbetreiber, wenn sie bei der MRL keinen Zuschlag erhalten haben, ihre Analgen in diesem Zeitraum an der Strombörse vermarkten. Andernfalls wenn die Preise bei einem der beiden Märkte zu gering oder zu hoch sind, kann an dem jeweils anderen Markt gehandelt werden. Auch ein Handel an beiden Märkten ist möglich, so kann eine Anlage, deren Leistung am Spotmarkt verkauft wurde in dieser Zeit auch negative Minutenreserve anbieten. Je nach Leistungsänderungsgeschwindigkeit kann dies auch nur ein kleiner Teil der Anlagen Leistung sein. Für den Fall eines Abrufs der Doppelt vermarkteten Leistung, wird die Erbringung der Minutenreserve in den Bilanzkreis des Übertragungsnetzbetreibers transferiert, damit durch die Minutenreserveerbringung keine unausgeglichener Bilanzkreis entsteht. Abbildung 6-21: Leistungspreis der positiven MRL im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen 386 Bei starken Preisausschlägen des positiven Leistungspreises der MRL ist auch ein Anstieg der Day-Ahead-Marktpreise zu erkennen, aber bei niedrigen Preisen des positiven Leistungspreises der MRL ist kein Zusammenhang zwischen den beiden Preisen ersichtlich vgl. Abbildung Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com / EEX

250 Eine Vermutung, wie es zu diesen Zusammenhängen in Extremfällen kommt ist, dass Händler, die eine gewissen Leistung ihrer Anlagen normalerweise in der Minutenreserve vermarkten bei hohen Preisen an der Strombörse den Markt wechseln und dadurch die angebotene Leistung in der positiven MRL sinkt. Durch ein sinkendes Angebot und konstante Nachfrage folgt volkswirtschaftlich ein steigender Preis. Zu sehen sind diese Zusammenhänge vor allem in der Zeit um die Jahreswechsel von 2010 auf 2011 sowie 2011 auf 2012 und im Februar Abbildung 6-22: Leistungspreis der negativen MRL im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen 387 Bei dem Leistungspreis der negativen MRL und den Day-Ahead-Preisen ist ein gegenläufiger Trend festzustellen. So ist z.b. festzustellen, dass Mitte 2011 niedrige Day-Ahead-Preise hohen Leistungspreisen der negativen Minutenreserve gegenüberstehen, dasselbe war beim Jahreswechsel 2011 auf 2012 zu sehen. Auch andersherum ist dies teilweise zu erkennen, so z.b. im November 2011 und im Februar 2012, dort gehen hohe Day-Ahead-Preise mit niedrigen Leistungspreisen der negativen Minutenreserve einher vgl. Abbildung Dies ist durch den Merit-Order-Effekt an der Strombörse zu erklären, bei niedrigen Preisen an der Börse, (in der Regel erzeugt durch hohe erneuerbare Einspeisung) können z.b. Gaskraftwerke ihre Arbeit nicht mehr verkaufen, da die kurzfristigen De- 387 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com / EEX

251 ckungsbeiträge nicht erreicht werden. Dies hat zur Folge, dass Anlagen die normalerweise auch in der negativen Minutenreserve anbieten dies nicht können, da die Anlagen stillstehen. Durch das sinkende Leistungsangebot in der negativen Minutenreserve steigen die Preise, da dann auch Anlagen mit höheren Preisen den Zuschlag für die Vorhaltung in der negativen Minutenreserve bekommen. Abbildung 6-23: Arbeitspreis der positiven MRL im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen 388 Wie in Abbildung 6-23 zu sehen, ist zu Beginn von 2012 ein Einbruch der positiven Arbeitspreise der MRL zu beobachten, gleichzeitig waren auch die Day-Ahead- Preise in dieser Zeit etwas niedriger. Im Februar 2012 ist der entgegengesetzte Fall zusehen, ein starker Anstieg der Day-Ahead-Preise und einhergehend auch einen Anstieg der positiven Arbeitspreise der MRL. Auch zu erkennen ist, das die positiven Arbeitspreise ab ca. November 2010 ein Maximum von /MWh aufweisen und in 2012 weiter stark gefallen sind. Dies lässt darauf schließen, dass viele Händler ihre Strategie umgestellt haben und nicht mehr stark Leistungspreisorientiert anbieten sondern auch Arbeitspreisorientiert. Ein Zusammenhang der negativen Arbeitspreise der MRL mit den Day-Ahead- Preisen in der Abbildung 6-24 ist zum Jahreswechsel 2010 zu 2011 zu sehen und auch im Februar Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com / EEX

252 Abbildung 6-24: Arbeitspreis der negativen MRL im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen 389 Das sich die MRL Preise erst bei sehr extremen Ereignissen an den Börsenpreisen orientieren, ist auch von dem hohen Angebot an Minutenreserveleistung abhängig. In der Regel wird etwa doppelt so viel Leistung Angeboten als in die Vorhaltung der Übertragungsnetzbetreiber kommt. Diese Marktsituation wirkt stark dämpfend auf Impulse von der Strombörse. Die Untersuchung auf Preiszusammenhänge mit Brennstoffpreisen (Erdgas, Rohöl, Steinkohle) ergab jeweils ein ähnliches Bild. Auch könnte bei der Preisentwicklung der Brennstoffpreise nur eine langfristige Entwicklung dargestellt werden, welche grundsätzlich gegenläufig mit denen der Minutenreserve ist. Langfristig kann kein Zusammenhang zwischen diesen Märkten festgestellt werden, im Gegenteil die Märkte entwickeln sich grundsätzlich gegenläufig. Ähnliche Ergebnisse wurden bei den Untersuchungen der anderen Energiemärkte im Vergleich zu den unterschiedlichen Minutenreserve Preisen festgestellt. Es bestehen keine langfristigen Zusammenhänge zwischen diesen Märkten. Auf diese Untersuchungen wird nicht im Detail eingegangen. Die ausgeschriebene Leistung der Minutenreserve kann einen Einfluss auf die Leis- 389 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com / EEX

253 tungspreise haben, dies wurde im Folgenden untersucht. Die in der Minutenreserve ausgeschriebene Leistung der ÜNB wird Quartalsweise angepasst, diese Anpassung bewegt sich in der Regel im Bereich von unter 5 % Erhöhung oder Senkung. Gelegentlich wird auch eine größere Änderung durchgeführt, welche zu Unterschieden in der Gebotsabgabe und damit auch in der Preisentwicklung führen kann. Bei einer Erhöhung der ausgeschriebenen Leistung, würden prinzipiell auch mehr Angebote in die Vorhaltung kommen und somit die Preise steigen. Bei einer Senkung der ausgeschriebenen Leistung, kommen prinzipiell weniger Angebote in die Vorhaltung und die Preise müssten sinken. Da die Änderung der ausgeschriebenen Leistung immer einige Wochen vor der tatsächlichen Anpassung veröffentlicht wird, könnten von den Händlern auch schon vor der eigentlichen Änderung Preisanpassungen durchgeführt werden. Bei dem Arbeitspreis der positiven Minutenreserve und bei den beiden Preisen der negativen Minutenreserve tritt kein sichtbarer Zusammenhang auf. Kurzfristige Betrachtung Für die Bestimmung der kurzfristigen Preiszusammenhänge bzw. preisbildenden Faktoren der Minutenreserve, wurden die negativen und positiven Leistungs- als auch Arbeitspreise der Minutenreserve auf Zusammenhänge mit verschiedenen Energie und Strommärkten untersucht. Die Untersuchungen beziehen sich auf zwei jeweils drei Wochen umfassende Zeiträume im Jahr Es wurde zum einen ein Zeitraum im Juni 2012 und zum anderen ein Zeitraum Anfang Februar 2012 untersucht. Im Februar 2012 gab es eine Situation im deutschen Übertragungsnetz, bei der durch hohen Strombedarf und den Ausfall von Gaskraftwerken (bedingt durch unzureichende Gaslieferungen in den Süden Deutschlands) die Netzspannung deutlich abgefallen war und die positive Minutenreserve in vollem Umfang abgerufen wurde um die Frequenz auf dem Sollwert von 50 Hz zu halten. 390 Durch den hohen Strombedarf gab es sehr hohe Preise an der Strombörse, was auch zu einem Anstieg der Leistungspreise der positiven MRL führte. Die beiden Zeiträume wurden ausgewählt, um an einem Beispiel unter normalen Bedingungen und an einem Extremfall die Zusammenhänge darzustellen. Es wurde wie bei der langfristigen Betrachtung auch die Leistungspreise auf Wechselwirkungen mit den Brennstoffpreisen bzw. den Day-Ahead-Preisen der Strombörse untersucht. 390 Vgl. Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/12 ; BNetzA;

254 Der Betrachtung der kurzfristig preisbildenden Faktoren der Minutenreserve wurden die Preise für Erdgas, die Day-Ahead-Preise der Strombörse EPEX und die abgerufene Leistung der Minutenreserve zugrunde gelegt. Auszugsweise werden hier nur die Ergebnisse mit erkennbaren Zusammenhängen dargestellt. Wie schon bei den langfristigen Zusammenhängen beschrieben, stiegen die positiven Leistungs- als auch Arbeitspreise der positiven Minutenreserve im Februar mit den Day-Ahead- Preisen an. Dieser Zusammenhang ist kurzfristig bei Extremfällen zu beobachten. Abbildung 6-25: Leistungspreis der positiven MRL im Februar 2012 im Vergleich zu EPEX Day- Ahead-Preisen 391 In der Grafik ist zu erkennen, dass der positive Arbeitspreis der MRL nicht nur in Extremfällen mit der abgerufenen Leistung korreliert, sondern auch in relativ normalen Zeiträumen mit durchschnittlichen Abrufhäufigkeiten der Minutenreserve. Durch die häufigen und langen Abrufe, ist es wahrscheinlich, dass weitere Abrufe erfolgen und somit auch ein höherer Arbeitspreis angeboten wird. Dies deutet darauf hin, dass die Gebotsabgaben der Händler auch durch die Vorkommnisse in der direkten Vergangenheit beeinflusst werden. 391 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com / EEX

255 Abbildung 6-26: Arbeitspreis der positiven MRL im Juni 2012 im Vergleich zur abgerufenen Leistung (100 % 1h) 392 Die Händler können die Marktpreise anpassen, indem sie ihre Gebotspreise steigern, da bei hoher Abrufdichte die Wahrscheinlichkeit abgerufen zu werden sehr hoch ist und so ein hoher Preis für die gelieferte Leistung erzielt werden kann. Bieterstrategien Grundsätzlich ist es möglich, am Minutenreservemarkt mit verschiedenen Angebotsstrategien zu Handeln. Es kann in zwei Grundstrategien unterteilt werden, zum einen eine leistungspreisorientierte und zum anderen eine arbeitspreisorientierte Strategie. Bei der leistungspreisorientierten Strategie verhält es sich so, dass der Leistungspreis so gewählt wird, dass das Gebot mit einer sehr hohen Wahrscheinlichkeit in die Vorhaltung kommt. Der Arbeitspreis wird dann bei dieser Variante sehr hoch angesetzt, damit nur sehr wenige oder keine Abrufe der angebotenen Leistung erfolgen. Diese Strategie kann mehrere Gründe haben, z.b. eine begrenzte Betriebsstundenzahl bei Erzeugungsanlagen (Notstromaggregate) in der positiven MRL, aber auch zuschaltbare Verbraucher oder abschaltbare Erzeuger in der negativen MRL. Diese Anlagen können durch ein leistungspreisorientiertes Gebot einen wirtschaftlichen 392 Eigene Darstellung, Daten: regelleistung.net, epexspot.com / EEX

256 Mehrwert erzielen ohne bzw. mit sehr geringen Abrufstunden. Eine arbeitspreisorientierte Strategie ist grundsätzlich ähnlich einer Leistungspreisorientierten, da auch diese Angebote in erster Linie das Ziel haben in die Vorhaltung zu kommen. Der entscheidende Unterschied liegt darin, dass der angebotene Arbeitspreis deutlich niedriger liegt. Dieser kann jeden Tag an die Begebenheiten des Marktes und der Anlage bzw. des Anlagenpools angepasst werden. Das Ergebnis stellt sich in der Regel so dar, dass die Anlagen je nach Marktgegebenheiten öfter abgerufen werden. So kann sich für manche Anlagen, je nachdem welchen Restriktionen diese unterliegen, ein weiterer wirtschaftlicher Mehrwert im Vergleich zur leistungspreisorientierten Strategie ergeben. Angebotsstrategie für erneuerbare Erzeuger Aus den obigen Ergebnissen lassen sich Bieterstrategien für erneuerbare Erzeuger ableiten. Für die Teilnahme am Minutenreservemarkt muss allerdings vorausgesetzt sein, dass diese Anlagen präqualifiziert sind, was nach bisherigem Stand der Regularien der Regelleistungsbereitstellung für die fluktuierenden Erzeuger nicht möglich ist. Für regelbare erneuerbare Erzeuger stellt sich die Angebotsstrategie wie oben beschrieben dar. Diese können je nach Einsatzplanung in der positiven oder negativen Minutenreserve anbieten. Die Gebotsabgabe kann leistungspreisorientiert erfolgen, aber auch arbeitspreisorientiert. Je nachdem wie hoch die arbeitsabhängigen Kosten und Erlöse sind, kann eine der beiden Varianten die Bessere sein. So kann z.b. für ein Biogas-BHKW, das direkt ohne Gasnetz an eine Biogasanlage angeschlossen ist und einen hohe Wärmeabnahme hat, die Leistungspreisorientierte Strategie, mit sehr geringen Abrufstunden, die beste sein, damit das Biogas nicht gespeichert werden muss und der Wärmebedarf gedeckt wird. Für erneuerbare Erzeuger sind in der Regel zwei unterschiedliche Strategien möglich, zum einen in der negativen und zum anderen in der positiven Minutenreserve. In der negativen Minutenreserve müsste die Angebotsstrategie sein, dass die Anlage in die Vorhaltung kommt und den Leistungspreis erhält. Zudem müsste der Arbeitspreis, für die Deckung der Kosten bzw. der ausfallenden Erlöse, über den Erlösen aus der EEG-Vergütung, Direktvermarktung oder sonstiger Vermarktung liegen. So können Investitionskosten über den Leistungspreis und arbeitsabhängige Kosten bzw. ausfallende Erträge über den Arbeitspreis gedeckt werden und zusätzlich, je nach Marktgeschick des Händlers, ein wirtschaftlicher Mehrwert erzielt werden. Die zweite Strategie wäre es, die erneuerbaren Erzeuger in der positiven Minutenreserve zu vermarkten, diese wäre dann möglich, wenn die Leistung einer Anlage gedrosselt würde. Im Fall eins Abrufes der Leistung kann die Anlagenleistung dann auf 254

257 100 % gesteigert werden und nach dem Abruf wieder gedrosselt werden. Der finanzielle Ausfall der ausfallenden Stromerträge müsste dann über den Leistungspreis und den Arbeitspreis gedeckt werden. 6.2 Residuallastmodellierung Deutschland 2011 Als Vergleichsmöglichkeit der regionalen Residuallasten wurde in folgender Simulation als Betrachtungsgegenstand das gesamte Bundesgebiet gewählt. Zur Bestimmung der Lastkurve sind sowohl die verbrauchte Energiemenge als auch das Verbrauchsprofil im Zeitverlauf heranzuziehen. So betrug im Jahr 2011 der Bruttostromverbrauch in Deutschland 603 TWh (inkl. Eigenverbrauch, Netzverluste). Abzüglich der letztgenannten Posten ergibt sich ein Nettostromverbrauch in Höhe von 539 TWh. Für diese Modellberechnung wurde die deutsche Gesamtlastcharakteristik auf einen Verbrauch von 566 TWh übertragen. Dieser Verbrauch wurde über die Annahme eines 5 prozentigen Anteils der Netzverluste am Bruttostromverbrauch ermittelt. Zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast erreicht das Profil eine Leistung von 88,2 GW. Last in GW Stunde im Jahr Wind PV Biomasse und Gase Wasser Residuallast Abbildung 6-27: EE-Lastüberdeckungen in Deutschland Der Lastgang der Erneuerbaren Energien wird technologiespezifisch durch die Netzbetreiber ausgewiesen und wurde der Verbrauchslast direkt gegenübergestellt. Die Residuallast als Lücke zwischen der EE-Erzeugung und der Nachfrage der Stromkunden variiert im Zeitverlauf deutlich. In der Stunde der geringsten Differenz bleibt noch eine Last von 18,7 GW anderweitig abzudecken, im entgegengesetzten Extremfall der Residualhöchstlast blieben 78,8 GW auszugleichen. Erzeugungsüber- 393 Eigene Darstellung, Daten: ENTSO-E, EEX-Transparenzplattform, AGEE-Stat, eigene Berechnungen 255

258 schüsse treten im Betrachtungszeitraum nicht auf. 6.3 Grundlagen der Direktvermarktung von EEG-Anlagen In diesem Abschnitt werden die rechtlichen Grundlagen für eine Direktvermarktung von EEG-Anlagen dargestellt sowie deren wirtschaftliche Auswirkungen beschrieben. Dabei wird vertieft auf die Vermarktung von Brennstoff gefeuerten EE-Anlagen eingegangen. Das Hauptaugenmerk wird dabei aus folgenden Gründen auf gasförmige und feste Biomasse gerichtet: Nach EEG 27 Abs. 5 Nr. 3 erhalten Anlagen, die flüssige Biomasse nicht nur zur Anfahr-, Zünd- und Stützfeuerung verwenden, keine Einspeisevergütung. Damit stehen gegenwärtig Neuanlagen, die vornehmlich flüssige Biomasse einsetzen, außerhalb des EEG. Für nach EEG2009 geförderte Altanlagen gilt für die Direktvermarktung das für feste Biomasse unten Ausgeführte entsprechend; Für Klär- und Deponiegas gelten in Bezug auf die Direktvermarktung die gleichen Regelungen des EEG wie für feste Biomasse. Insofern müssen diese beiden Brennstoffe in diesem Kontext nicht gesondert behandelt werden. Die folgende Diskussion enthält deshalb, auch wenn nicht jeweils explizit darauf hingewiesen wird, Vermarktungsoptionen für den in der Region Trier erzeugten Strom aus Deponie- und Klärgas. 394 Zudem sind die verbleibenden Potenziale für Klär- und Deponiegas beschränkt, wobei zudem für Deponiegas generell alle fünf bis sieben Jahre mit einer Halbierung der Menge gerechnet werden muss. 395 Die Fokussierung der Betrachtung auf gasförmige und feste Biomasse gilt nur für die Darstellung der Möglichkeiten einer Direktvermarktung. Eine Wirtschaftlichkeitsanalyse der Optionen einer Direktvermarktung muss selbstverständlich an den verschiedenen jeweiligen Einspeisevergütungen ansetzen. Im Folgenden wird zuerst ein Überblick über die Vermarktungsoptionen nach EEG gegeben, was auch dazu dient, die Bedingungen für die Möglichkeit verschiedener Vermarktungswege zu klären. Anschließend werden die Direktvermarktungsoptionen einzeln im Detail besprochen. Hierbei wird insbesondere die Flexibilitätsprämie berücksichtigt. Zum Abschluss wird ein detaillierter Überblick über die gegenwärtigen in 394 Nach IFAS 2010, S.7 handelt es sich um eine jährliche Stromerzeugung von rund 2 GWh aus Klärgas und 9 GWh aus Deponiegas. Bei einem Vergleich mit anderen Quellen ist insbesondere zu berücksichtigen, dass die Klärgasverstromung zum Großteil dem Eigenverbrauch dient und demnach nur teilweise in Datenquellen für EEG-Anlagen erfasst wird (siehe ZSW et al. 2011, S.16) wonach rund 80% der Stromerzeugung aus Klärgas eigenverbraucht werden. Ob sich dieser Anteil aufgrund der neuen Bestimmungen zur Direktvermarktung nach EEG2012 ändert bleibt abzuwarten. 395 Siehe ZSW et al. 2011, S

259 der Direktvermarktung befindlichen Anlagen gegeben. Tabelle 6-1 gibt einen Überblick über die Vermarktungsmöglichkeiten entsprechend EEG2012. Dabei werden in der Spalte 1 die verschiedenen Optionen einer Vermarktung nach EEG benannt und in den weiteren Spalten v.a. die Zulässigkeit einer Teilnahme am Ökostrom -Markt und Regelenergiemarkt sowie mögliche Kombinationen mit der zusätzlichen Förderung über die Flexibilitätsprämie, mit der zusätzliche Kapazitäten für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung (EEG 33i Abs. 1) durch Biogasanlagen gefördert werden können. Tabelle 6-1: Überblick über Vermarktungsoptionen nach EEG 396 Gesetzliche Grundlage Als Grünstrom vermarktbar Zugang zum Regelenergiemarkt Flexibilitätsprämie (nur Biogasanlagen) (EEG 33i) Einspeisevergütung EEG Nein (EEG 56 Abs. 2) Nein (EEG 16 Abs. 3) Nein Direktvermarktung Gleitende Marktprämie EEG 33b Nr. 1, 33g Nein (EEG 56 Abs. 2) Ja (EEG 56 Abs. 1) Ja Grünstromprivileg EEG 33b Nr. 2, 39 Ja (EEG 55 Abs. 1) Ja (EEG 56 Abs. 1) Nein Sonstige Direktvermarktung EEG 33b Nr. 3 Ja (EEG 55 Abs. 1) Ja (EEG 56 Abs. 1) Ja EEG 16 Abs. 3, 33a Abs.2 Direktverbrauch Keine entsprechende Vermarktung möglich Keine entsprechende Vermarktung möglich Nein Unterschieden werden die drei grundsätzlichen Optionen Einspeisevergütung nach EEG, Direktvermarktung und Direktverbrauch. Bei der Direktvermarktung sind nach EEG wiederum drei Arten zu unterscheiden: Vermarktung nach gleitender Marktprämie, nach Grünstromprivileg sowie sonstige Direktvermarktung, wobei für eine Strommenge die Wahl einer Direktvermarktungsform erforderlich ist; es können für eine bestimmte Strommenge keine zwei Formen gleichzeitig gewählt werden Eigene Darstellung 397 Eine anteilige Aufteilung der in einer Anlage erzeugten Strommenge auf verschiedene Formen der Direktvermarktung oder auf Einspeisevergütung und Formen der Direktvermarktung ist unter Umständen möglich. 257

260 Zum Vorabverständnis sei bevor die Direktvermarktungsformen unten ausführlich dargestellt werden hier nur grob erwähnt, dass der wirtschaftliche Vorteil durch das Grünstromprivileg darauf beruht, dass der vermarktete Strom teils von der EEG- Umlage befreit wird, sofern bestimmte Anteile an EEG-Strom in das Portfolio einfließen. Im Fall der gleitenden Marktprämie erhält der Anlagenbetreiber einen Zuschlag, der die Kosten der Vermarktung decken soll, sowie die Differenz zwischen dem Markterlöse einer typisierten Anlage und der EEG-Vergütung. Die Einspeisevergütung wird im Weiteren nicht explizit dargestellt, sie dient hier vielmehr der Referenz. Analoges gilt für die Nutzung eines Direktverbrauchs. Auch er wird nicht ausführlich diskutiert, da er eine Teilnahme an den Energiemärkten im engeren Sinne nicht ermöglicht: Es handelt sich hierbei um eine langfristige, gegebenenfalls bilaterale Vereinbarung, wobei Erzeugung und Verbrauch gewisse Anforderungen erfüllen müssen, um unter die entsprechenden Regelungen zu fallen. Die Anforderungen, die gleichzeitig die Abgrenzung zur Einspeisevergütung und Direktvermarktung klären, sind in den 16 Abs. 3 und 33a Abs. 2 EEG zu finden: 398 Der Strom muss in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht werden und der Strom darf nicht über ein öffentliches Netz an Dritte geleitet werden. Dabei ist auch ein Verkauf an Dritte möglich. Ein Direktverbrauch kann aufgrund der Befreiung von Steuern oder Umlage finanziell vorteilhaft sein. Sofern der Anlagenbetreiber den Strom in räumlicher Nähe ohne Benutzung eines öffentlichen Netzes selbst verbraucht, entfällt z.b. nach 37 Abs. 3 EEG die EEG-Umlage. Generell entfallen z.b. Netznutzungsentgelte, die Stromsteuer und die KWK-Umlage. Aufgrund der Voraussetzungen für einen Direktverbrauch ist eine weitere Vermarktung als Grünstrom oder auf den Regelenergiemärkten nicht möglich. Wird eine Einspeisevergütung gewählt, so kann der Strom nicht als Grünstrom vermarktet werden, da dies ein Verstoß gegen das Doppelvermarktungsverbot wäre. Zudem darf die Anlage bei einer Einspeisevergütung weder am Regelenergiemarkt teilnehmen noch kann für sie eine Flexibilitätsprämie beantragen. Auch der Strom einer Anlage in der gleitenden Marktprämie kann aufgrund des Doppelvermarktungsverbots nicht als Grünstrom angeboten werden, da wie bei der Einspeisevergütung der eingespeiste Strom unmittelbar über das EEG gefördert wird. Hingegen kann die Anlage jedoch auf Regelenergiemärkten vermarktet und eine Flexibilitätsprämie beantragen werden. Nur bei einer sonstigen Direktvermarktung können alle drei in Tabelle 6-1 genannten Vermarktungsarten bzw. -prämien genutzt werden: Sowohl eine Vermarktung als 398 Siehe auch die Begründung zum EEG 33a Abs. 2 in Deutscher Bundestag 2011, S

261 Grünstrom als auch eine Teilnahme am Regelenergiemarkt sowie eine Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie ist möglich. Von den Spalten her gelesen wird ersichtlich, welche Art der Direktvermarktung erforderlich ist, wenn bestimmte Märkte anvisiert werden. So kann ein Eintritt in den Regelenergiemarkt bei allen Arten der Direktvermarktung erfolgen, während eine Vermarktung als Grünstrom nur mit dem Grünstromprivileg oder der sonstigen Direktvermarktung möglich ist. 399 Wird für eine Biogasanlage eine Flexibilitätsprämie erwogen, dann muss eine sonstige Direktvermarktung oder die gleitende Marktprämie gewählt werden. Zu rechtlichen Regelungen der Direktvermarktung Die Regelungen zur Direktvermarktung verfolgen laut Gesetzesbegründung den Zweck, eine bedarfsgerechtere Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu bewirken. Damit ist vor diesem Hintergrund eine Optimierung des Zusammenspiels von erneuerbaren Energien, konventionellen Kraftwerken, Speichern und den Stromverbrauchern gemeint. 400 Dies soll durch eine Marktintegration über Direktvermarktungen, bei denen der eingespeiste Strom nicht wie bei der Festvergütung über die Übertragungsnetzbetreiber verkauft wird, erreicht werden. Entsprechend sollen Anlagenbetreibern Anreize gegeben werden, die Einspeisevergütung zu verlassen und eine Direktvermarktung zu wählen. Diese Anreize werden im Folgenden dargestellt. Inwieweit daraus eine bedarfsgerechtere Erzeugung resultiert, wird nicht diskutiert, da hier die betriebliche Perspektive auf die Optionen im Vordergrund steht. Dabei wird nach einer Klärung der allgemeinen Voraussetzungen jede Art der Direktvermarktung nach Teil 3A EEG einzeln abgehandelt, um schließlich einen Überblick zu geben. Bedingungen für Direktvermarktungen Die Teilnahme an einer Direktvermarktung ist als Alternative zur Einspeisevergütung gestaltet, die freiwillig gewählt werden kann. Die einzige Ausnahme gilt für Biogasanlagen mit einer Leistung von mehr als 750 kwel, die ab dem in Betrieb 399 In dem Kontext sind auch die einschlägigen Bestimmungen zur Stromkennzeichnung relevant: Nach 42 EnWG ist bei der Stromkennzeichnung zu unterscheiden zwischen Erneuerbaren Energien, gefördert nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und sonstige erneuerbare Energien. Unter Erneuerbaren Energien, gefördert nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz fällt nach 54 Abs. 3 EEG Strom, für den eine Einspeisevergütung gezahlt wird, oder der über die gleitende Marktprämie unterstütz wird. Für diesen Strom darf nach 55 Abs. 1 EEG auch kein Herkunftsnachweis ausgestellt werden. Herkunftsnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien aus dem Europäischen Wirtschaftsraum können nach 55 Abs. 2 EEG anerkannt werden; dieser Strom wird dann wie Strom aus sonstiger Direktvermarktung behandelt. 400 Siehe Deutscher Bundestag 2011, S

262 genommen werden. Sie erhalten keine Einspeisevergütung (EEG 27 Abs. 3 sowie 27a Abs. 2 und 27c Abs.3), können den erzeugten Strom jedoch nach EEG 33c Abs. 3 direkt vermarkten. Die zeitliche Dauer einer dieser Direktvermarktung ist entsprechend den Bestimmungen für die Einspeisevergütung beschränkt und wird auf die Höchstdauer 20 Kalenderjahren (nach EEG 21 Abs. 2) angerechnet. Für die Teilnahme an der Direktvermarktung müssen einige Voraussetzungen erfüllt werden (siehe EEG 33c). Diese gelten vornehmlich für die gleitende Marktprämie und das Grünstromprivileg, also den beiden Formen, denen das EEG einen unmittelbaren bzw. mittelbaren wirtschaftlichen Vorteil gewährt. Dementsprechend können nur Anlagen an diesen Formen der Direktvermarktung teilnehmen, die einen Anspruch auf eine Einspeisevergütung haben, 401 wobei die Anlagen eine Fernablesung und -steuerung durch den Netzbetreiber ermöglichen müssen. Generell muss eine Messung der Erzeugung in viertelstündlicher Auflösung erfolgen. Alle Anlagen, die eine gemeinsame Messeinrichtung nutzen, dürfen nur gemeinsam direktvermarktet werden ( 33c Abs.1). Die erzeugten Mengen müssen dann in einen Bilanzkreis eingestellt werden, der nur Strom enthält, die nach derselben Form der Direktvermarktung (gleitende Marktprämie oder Grünstromprivileg) vermarktet werden. Schließlich kann der Strom aus einer Anlage anteilig auf Einspeisevergütung und verschiedene Formen der Direktvermarktung aufgeteilt werden, wobei der jeweilige Anteil vorab dem Netzbetreiber mitzuteilen ist und der Anteil in viertelstündlicher Auflösung jederzeit einzuhalten ist (EEG 33f). Durch diese Regelungen wird im wesentlichen gewährleistet, dass eine zeitlich hochaufgelöste Vermarktung erforderlich ist und auch Abweichungen der Einspeisung vom Fahrplan mit Kosten für Ausgleichsenergie belegt werden, was einen zusätzlichen Anreiz für eine Verbesserung der Prognose geben dürfte. Ein Wechsel zwischen Einspeisevergütung und Direktvermarktung und zwischen den verschiedenen Direktvermarktungsarten ist jederzeit mit einem Vorlauf von einem Monat zum ersten eines jeden Monats möglich. Bei Verstößen gegen die Regelungen entfällt der Anspruch auf die Marktprämie für drei Monate nachdem der Verstoß behoben wurde bzw. wird der Strom im Rahmen des Grünstromprivilegs im gesamten Monat nicht auf die Erneuerbaren-Energien- Strommenge im Portfolio angerechnet (siehe EEG 33g Abs.3 bzw. 39 Abs.2). Nach EEG 33c sind die Anforderungen an die Erzeugung von Strom aus Biomasse im Falle der Direktvermarktung geringer als bei der Einspeisevergütung: Es entfallen die Anforderungen aus EEG 27 Abs. 4. Konkret: Für Biomasse in der Direktver- 401 Abgesehen vom oben erwähnten Fall der Biogasanlagen mit einer Leistung von mehr als 750 kw el., die ab dem in Betrieb gehen. 260

263 marktung muss kein Mindestanteil an KWK-Erzeugung eingehalten werden ( 27 Abs. 4 Nummer 1 entfällt). Für Biogas in der Direktvermarktung ist darüber hinaus kein Mindestanteil an Gülle (nach EEG 27 Abs.4 Nummer 2) einzuhalten. Insbesondere die Regelung wonach kein Mindestanteil an KWK-Erzeugung erforderlich ist, verbessert die Möglichkeit Anlagen zeitflexibel zu fahren bzw. gleich so auszulegen, dass zeitliche Preisschwankungen gut ausgenutzt werden können. Gleitende Marktprämie Die gleitende Marktprämie wird in EEG 33 g und h sowie dem Anhang 4 geregelt, wobei für die hier relevanten Energieträger nur die Regelungen für steuerbare erneuerbare Energien nach Anlage 4 relevant sind. Deshalb werden nur diese Regelungen im Weiteren dargestellt und nicht diejenigen für Windkraft (on- und offshore) sowie Fotovoltaik. Auch ohne jeweils explizite Einschränkung gilt das Folgende nur für Anlagen die steuerbare erneuerbare Energien einsetzen. Unter dem Regime der gleitenden Marktprämie erhält ein Anlagenbetreiber zum einen den Preis, der ihm vom Dritten bezahlt wird, an den er den Strom liefert. 402 Hinzu kommt die gleitende Marktprämie. Die Marktprämie hat der Netzbetreiber für diejenige Strommenge zu zahlen, die tatsächlich eingespeist und von Dritten abgenommen wurde, womit unter den Mess- und Bilanzierungsvoraussetzungen eine Kontrolle der Mengen möglich ist. Auf dieser Basis ermittelt der Netzbetreiber im Nachhinein die für den Vormonat zu zahlende Marktprämie. Über die Abhängigkeit der Einnahmen des Anlagenbetreibers von den Bezahlungen Dritter soll eine bedarfsgerechtere Erzeugung erreicht werden, da erwartet werden kann, dass Dritte dann mehr zahlen, wenn die Einspeisung in Zeiten mit hohen Preisen erfolgt. Damit besteht für den Anlagenbetreiber ein Anreiz die Erzeugung in Perioden zu verlagern, in denen Stromrelativ knapp ist. Die Marktprämie ist dabei so ausgestaltet, dass dieser Anreiz erhalten bleibt. Der Netzbetreiber hat die Marktprämie wie folgt zu berechnen: Sie ergibt sich aus den beiden Teilen anzulegender Wert des Stroms minus dem Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktwert (Marktprämie im engeren Sinn) zuzüglich der Managementprämie. 402 Zur Vereinfachung wird hier durchgehend der Anlagenbetreiber als handelnder Akteur für die Beschreibung herangezogen. Typischerweise dürfte die Vermarktung ein Zwischenhändler übernehmen, der mit dem Anlagenbetreiber einen entsprechenden Kontrakt geschlossen hat. Verbreitet ist anscheinend, dass der Zwischenhändler dem Anlagenbetreiber einen Betrag von EEG- Vergütung + X anbietet und die Vermarktung übernimmt. Da konkrete institutionelle Arrangements nicht Gegenstand der Analyse sind, werden sie hier nicht betrachtet. 261

264 Die Managementprämie soll Vermarktungskosten z.b. für Handelsanbindung, Abrechnung, Prognose abdecken. Sie ist für steuerbare erneuerbare Energieträger im EEG Anlage 4 und der Managementprämienverordnung (MaPrV) festgelegt. Sie liegt 2012 für steuerbare EE bei 0,3 ct/kwh und ist degressiv über die Zeit angelegt, da erwartet werden kann, dass Lerneffekte zu einer Verringerung der Kosten führen. Einen zusätzlichen Gewinn kann ein Anlagenbetreiber in der Direktvermarktung erzielen, falls die tatsächlichen Vermarktungskosten unter der Managementprämie bleiben. Dabei sind gegebenenfalls aber auch Mengenänderungen (s.u.) zu berücksichtigen, zumal ein merklicher Teil der Handelskosten aus Fixkosten bestehen könnte. Die Marktprämie im engeren Sinn ergibt sich als anzulegender Wert minus Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktwerts. Der anzulegende Wert ergibt sich dabei als diejenige Festvergütung, die der Anlagenbetreiber bekommen hätte, falls er in der Festvergütung geblieben wäre (EEG 33h). Von diesem wird der im Nachhinein für den Vormonat - berechnete Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktwerts abgezogen. Er ergibt sich für steuerbare erneuerbare Energieträger als Monatsmittel der ungewichteten stündlichen Day-Ahead-Preise an der EPEX. Es handelt sich also um den durchschnittlichen Preis, den der Anlagenbetreiber erzielt hätte, wenn er kontinuierlich und gleichmäßig produziert und den Strom an der EPEX Day-Ahead-Verkauft hätte. Durch die Berechnung dieser Marktprämie im engeren Sinn auf Grundlage der erzielbaren Festvergütung der einzelnen Anlage wird der Anreiz in die Direktvermarktung nach der gleitenden Marktprämie zu wechseln unabhängig von der Höhe der Festvergütung. Sofern der Betreiber seine Anlage Strich fährt, erhält er aus der Marktprämie im engeren Sinn letztendlich genau seine Festvergütung. Durch eine relative Verlagerung der Erzeugung in Zeiten mit relativ hohen Preisen kann er unter Annahme einer Vermarktung an der EPEX seinen durchschnittlichen Preis erhöhen. Inwieweit er seinen Gewinn dadurch erhöhen kann, hängt auch davon ab, ob und gegebenenfalls wie stark eine solche Verlagerung mit einer Reduktion der Gesamterzeugung einhergeht. Diese Reduktion der Menge ist gegebenenfalls mit der möglichen Erhöhung des Durchschnittspreises abzuwägen. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass eine Reduktion der Menge auch die Einnahmen aus der Managementprämie verringert, da diese auf die produzierte Menge ausgezahlt wird. Letztlich wird der Anlagenbetreiber sofern technisch möglich stets einspeisen solange seine Grenzkosten die Strompreise um höchstens die Managementprämie 262

265 und die erwartete 403 Marktprämie im engeren Sinn übersteigen. Aufgrund von Anund Abfahrkosten dürfte der Anlagenbetreiber dabei die erwarteten Preise über mehrere Stunden in seiner Kalkulation ansetzen. Gerade im Kontext einer Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen dürften derartige Erwägungen wichtig werden, zumal eine Direktvermarktung nach gleitender Marktprämie einzige Alternative: sonstige Direktvermarktung eine Voraussetzung für eine Flexibilitätsprämie ist. Grünstromprivileg Das Grünstromprivileg ermöglicht und erleichtert Unternehmen im Rahmen des EEG Ökostromprodukte zu designen und zu vermarkten. Gleichzeitig soll das Privileg hinreichend eng gefasst werden, um mögliche Mitnahmeeffekte zu vermeiden. Es besteht darin, dass unter bestimmten Bedingungen die EEG-Umlage, jedoch maximal 2 ct/kwh, auf den gesamten verkauften Strom eingespart werden können, sofern das Stromportfolio eines Energieversorgers bestimmte Anforderungen erfüllt. 404 Neben den oben erwähnten allgemeinen Bedingungen für eine Direktvermarktung sind die speziellen nach EEG 39 Abs. 1 zu berücksichtigen: % eines vom Energieversorgungsunternehmen an alle seine Letztverbraucher gelieferten Stroms müssen aus Anlagen stammen, die nach EEG eine Einspeisevergütung erhalten könnten. Von den 50 % müssen 20 Prozentpunkte aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien stammen, also aus Fotovoltaik oder Windkraft. Strom aus Fotovoltaikanlagen zwischen 10 kw und 1 MW wird dabei nur zu 90 % der erzeugten Jahresmenge angerechnet und zwar in der Zeit ab Beginn des Kalenderjahres bis die 90 % erreicht werden ( 39 Abs. 1 Nummer 1 i.v.m. 33 Abs. 1). Diese Anteile müssen über ein Kalenderjahr gerechnet mindestens eingehalten werden. Die Anteile müssen zudem in mindestens acht Kalendermonaten eingehalten werden. Angerechnet werden dürfen nur erzeugte Mengen, die in viertelstündlicher 403 Zum Zeitpunkt der Entscheidung ist dem Anlagenbetreiber die Marktprämie im engeren Sinn nicht bekannt, da diese ex post berechnet wird. Insofern handelt es sich um eine Entscheidung unter Unsicherheit. Im Text wird ein risikoneutrales Verhalten unterstellt. Zu erwähnen ist, dass für den Anlagenbetreiber das Risiko der Entscheidung im Monatsverlauf abnimmt, da er die Marktprämie im engeren Sinn im Verlauf des Monats immer besser abschätzen kann, da er immer mehr Informationen zum durchschnittlichen EPEX-Preis die einzige unsichere Größe in der Marktprämie im engeren Sinn - beobachten kann. 404 Der hier auch einschlägige EEG 39 Abs. 3wird im Weiteren nicht diskutiert, da er sich ausschließlich auf Fotovoltaik bezieht. 405 Im Vergleich zum EEG2009 wurden die Bedingungen erheblich verschärft. Auf einen Vergleich wird verzichtet, da zum gegenwärtigen Zeitpunkt der Übergang bereits abgeschlossen sein muss und zudem zukünftige Optionen im Fokus stehen. 263

266 Auflösung die Last der Letztverbraucher nicht übersteigen. D.h. nur der Strom aus erneuerbaren Energien ist auf die Anteile anrechenbar, der in viertelstündlicher Auflösung auch tatsächlich an die vom Unternehmen versorgten Letztverbraucher hätte geliefert werden können. Herkunftsnachweise des Stromanteils aus erneuerbaren Energien dürfen nicht anderweitig vermarktet werden. Sofern diese Bedingungen erfüllt sind, ist das Energieversorgungsunternehmen für die gesamte von ihm gelieferte Strommenge von der EEG-Umlage befreit. Sofern die EEG-Umlage 2 ct/kwh übersteigt, wird die EEG-Umlage um diese 2 ct/kwh reduziert. Diese Reduktion um 2 ct/kwh ist aufgrund der gegenwärtigen und zukünftig zu erwartenden Höhe der EEG-Umlage für Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen relevant. Dabei ist zu beachten, dass auf den gesamten vom Unternehmen gelieferten Strom 2 ct/kwh weniger EEG-Umlage zu entrichten ist. Der Vorteil soll durch eine überschlägige Rechnung illustriert werden: Ein Unternehmen, das das Grünstromprivileg nutzen will, wird, um die eben dargestellten gesetzlichen jährlichen und monatlichen Anteile stets zu erfüllen, mit einem Anteil planen müssen, der diese Mindestanteile deutlich übersteigt. Als Beispiel sei auf Jahresbasis ein Anteil aus erneuerbaren Energien von 60 % angenommen. Das Unternehmen spart sich dadurch 2 ct/kwh pro gelieferte kwh an Umlage. Pro kwh aus erneuerbaren Energien ergibt sich damit ein Kostenvorteil von rund 3,33 ct/kwh. Bei einem durchschnittlichen Strompreis von rund 5,11 ct/kwh (dem durchschnittlichen Börsenpreis des Jahres 2011), den man für die Überschlagsrechnung als Bezugskosten für Strom aus nichterneuerbaren Energieträgern ansetzen kann, sind bei einer reinen Kostenbetrachtung für die Nutzung des Grünstromprivilegs dann EE-Anlagen interessant, die eine Einspeisevergütung von höchstens 8,44 ct/kwh erhalten. Diese Zahl kann zur groben Orientierung dienen. Je nach genauer Zusammenstellung des Portfolios und den Bezugskosten für konventionellen Strom und deren zukünftige Entwicklung variiert diese Grenze. Zudem wird durch den Mindestanteil für Strom aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energieträgern eine Differenzierung zwischen verschiedenen EE-Energieträgern eingeführt. Sie könnte dazu führen, dass im Grünstromprivileg EE-Strom aus dargebotsabhängigen Quellen höher bezahlt wird als EE-Strom aus anderen Quellen. Eine Nutzung des Grünstromprivilegs ist demnach nur für Anlagen mit relativ geringen Vergütungen auf der Kostenseite 406 als Alternative wirtschaftlich attraktiv. Dort steht die Verwendung im Grünstromprivileg in Konkurrenz mit der Verwendung in 406 Auf der Kostenseite ist von Bedeutung, da hier nicht berücksichtigt wird, dass ein Grünstromprodukt, das Strom aus höher vergütete Anlagen z.b. PV-Anlagen enthält, prinzipiell auch durch eine entsprechend höhere Zahlungsbereitschaft der Letztverbraucher wirtschaftlich werden könnte. Die über das Grünstromprivileg direktvermarkteten Leistungen, Z.B. 0,00 MW an Fotovoltaik, deuten jedoch stark darauf hin, dass diese Möglichkeit praktisch keine Rolle spielt. 264

267 einer gleitenden Marktprämie, die aufgrund ihres Designs unabhängig von der Höhe der jeweiligen Einspeisevergütung für alle EE-Anlagen wirtschaftlich vorteilhaft sein könnte. Diese Konkurrenz dürfte die quantitative Bedeutung des Grünstromprivilegs weiter einschränken. Sonstige Direktvermarktung Die sonstige Direktvermarktung kann als Auffangtatbestand verstanden werden, der weitere nicht näher beschriebene Vermarktungsmöglichkeiten erfasst und gesetzlich regelt. Eine besondere Förderung für unter sonstige Direktvermarktung fallenden Strom ist nicht vorgesehen. Als einziger wirtschaftlicher Vorteil ist zu erwähnen, dass bei einer sonstigen Direktvermarktung vermiedene Netzentgelte gegenüber dem Netzbetreiber geltend gemacht werden können. Dies ist bei den anderen beiden Direktvermarktungsformen nicht möglich. Vermiedene Netzentgelte variieren zeitlich und räumlich aufgrund einer Vielzahl an Parametern. Deren Höhe dürfte auch im günstigsten Fall 2 ct/kwh kaum erreichen. Aufgrund der i. allg. geringen Höhe der vermiedenen Netzentgelte erscheint die sonstige Direktvermarktung als wirtschaftlich unattraktiv. Sie spielt deshalb in der Direktvermarktung praktisch keine Rolle. 407 Allenfalls ist noch zu erwähnen, dass die sonstige Direktvermarktung die einzige Direktvermarktung ist, die gleichzeitig eine Kennzeichnung als Ökostrom erlaubt und für Biogasanlagen einen Zugang zu einer Flexibilitätsprämie ermöglicht. Im Vergleich zu den wirtschaftlichen Vorteilen einer Vermarktung nach gleitender Marktprämie oder nach Grünstromprivileg dürfte diese einmalige Kombinationsmöglichkeit aber generell von untergeordneter Bedeutung sein. Flexibilitätsprämie Die Flexibilitätsprämie wird Biogasanlagenbetreibern gewährt, die ihre Anlagen so betreiben, dass sie eine bedarfsgerechte, also zeitlich variable, Erzeugung leisten. Insbesondere die hierfür gegebenenfalls erforderlichen zusätzlichen Investitionen in Gas- oder Wärmespeicher oder in eine ansonsten nicht wirtschaftliche höhere Anlagenleistung sollen durch sie gedeckt werden. Sowohl für Altanlagen als auch für Neuanlagen kann eine Flexibilitätsprämie gewährt werden. Wesentliche gesetzliche Rahmenbedingungen für eine Flexibilitätsprämie sind (siehe EEG 33i) Der gesamte in der Anlage erzeugte Strom muss über die gleitende Marktprämie oder die sonstige Direktvermarktung vermarktet werden. Auch beim 407 Vgl. Abbildung 1-1, S

268 Weg über die sonstige Direktvermarktung muss für die Anlage ein Anspruch auf eine Einspeisevergütung bestehen, damit eine Flexibilitätsprämie gewährt werden kann. 408 Durch die Regelung wird verhindert, dass Nicht-EEG-Anlagen in den Genuss einer Förderung durch die Flexibilitätsprämie kommen. Ein Gutachter hat zu bescheinigen, dass die Anlage technisch für eine bedarfsorientierte Fahrweise geeignet ist. Der Anlagenbetreiber muss dem Netzbetreiber die erstmalige Inanspruchnahme einer Flexibilitätsprämie, die zu Beginn jeden Kalendermonats erfolgen kann, mit einem Monat Vorlauf anzeigen. Der Bundesnetzagentur sind vorab Standort, installierte Leistung sowie die geplante Inanspruchnahme einer Flexibilitätsprämie zu melden. Die Flexibilitätsprämie wird für einen Zeitraum von zehn Kalenderjahren beginnend mit dem Tag der erstmaligen Inanspruchnahme gewährt. Die Flexibilitätsprämie wird kalenderjährlich ex post berechnet. Auf Basis einer zu erwartenden Flexibilitätsprämie wird ein monatlicher Abschlag an die Anlagenbetreiber gezahlt. Anlagen, die auf weniger als 1752 Volllaststunden pro Kalenderjahr kommen, erhalten keine Flexibilitätsprämie. 409 Durch diese Regelung wird eine Untergrenze der Kapazitätsnutzung eingezogen, wodurch verhindert wird, dass überwiegend ungenutzte Leistungen gefördert werden. Im Folgenden wird nun die Höhe der Flexibilitätsprämie dargestellt. Dabei wird sie hier in ct/kwh letztlich auf die Volllaststunden von Anlagen zurückgeführt. Diese Abhängigkeit hat den Vorteil, keine von der Anlagengröße abhängig Ergebnisse zu liefern. Anderweitige Darstellungen sind Z.B. in Holzhammer zu finden. Ausgangspunkt sind die Gleichungen, Definitionen und Bedingungen aus dem EEG, Anlage 5. (Gleichung 1) Mit (Gleichung 2) FP = P zusatz x KK x 100 Cent Euro P Bem x 8760 h PZusatz = Pinst fkor x PBem 408 Diese Anforderung ist anders als für die sonstige Direktvermarktung bei der gleitenden Marktprämie bereits eine Bedingung für deren Inanspruchnahme (EEG 33c Abs. 2 Nr.1). 409 Im Jahr der erstmaligen Inanspruchnahme sowie im zehnten Jahr in dem die Prämie ausläuft ist die Zahl entsprechend der Zeitanteile der jeweiligen Jahre, in denen die Flexibilitätsprämie gezahlt wird, umzurechnen. Im Gesetzestext wird die in normalen Jahren äquivalente Bestimmung über die Bemessungsleistung bestimmt, die als erzeugte Strommenge pro Jahresstunden oder pro Zeit der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie definiert ist. In Schaltjahren ist dann eine um 4,8h höhere als im Text genannte Volllaststundenzahl anzusetzen. Die Volllaststundenzahl wird hier verwendet, da für die weitere Darstellung ein Bezug auf Stundenzahlen gewählt wird. Von Schaltjahren wird dabei abstrahiert. Ebenso wird keine Anpassung an die i. Allg. unvollständigen beiden Jahre zu Beginn und Ende der Inanspruchnahme präsentiert. D.h. es wird von vollständigen Jahren in der Flexibilitätsprämie mit 8760h/a ausgegangen. Das ist auch dem Zweck des Abschnitts angemessen, der die prinzipielle Funktionsweise der Flexibilitätsprämie erläutern und Wirtschaftlichkeitserwägungen vorbereiten soll. 410 Insbesondere Folien

269 Und den Bedingungen: (Bedingung 1) 411 : (Bedingung 2): FP = 0, falls PBem < 0,2 x Pinst Pzusatz = 0,5 x Pinst, falls für Pzusatz entsprechend Gleichung 2 gilt: PZusatz >0,5 x Pinst (Bedingung 3): (Bedingung 4): Falls ansonsten FP entsprechend Gleichung 1 kleiner 0 wird, dann gilt FP=0. Ansonsten wird FP entsprechend Gleichung 1 ermittelt. Mit den Definitionen: FP: PZusatz: PBem: Flexibilitätsprämie in ct/kwh. die zusätzlich bereitgestellte installierte Leistung für die bedarfsorientierte Erzeugung von Strom in Kilowatt und in dem jeweiligen Kalenderjahr (EEG Anlage 5). Bemessungsleistung; mit der im betrachteten Jahr erzeugten Strommenge Aelektr in kwh/a ergibt sie sich aus Aelektr /(8760 h/a). Pinst: Installierte Leistung. Sie kann auch berechnet werden als Aelektr/Svoll, wobei Svoll die Vollaststunden im betrachteten Jahr (h/a) sind. KK: fkor: Kapazitätskomponente, KK = 130 /kw Korrekturfaktor für die Auslastung der Anlage, mit fkor=1,6 für Biomethan und fkor =1,1 für andere Biogase. Zur Vorbereitung der Interpretation wird Bedingung 4 als relevant betrachtet und Pzusatz entsprechend Gleichung 2 in Gleichung 1 eingesetzt. Dabei wird auch berücksichtigt, dass in Gleichung 1 alle Bestandteile, die keine Leistung darstellen, als eine Umrechnung der Kapazitätskomponente in ct/kwh aufgefasst werden können: (Gleichung 3) FP = ( P inst P Bem - fkor) x 1,4840 ct/kwh Mit der dargestellten Abhängigkeit der installierten Leistung sowie der Bemessungsleistung von der erbrachten Jahresarbeit ergibt sich die Flexibilitätsprämie allein in Abhängigkeit von den Volllaststunden der Anlage: (Gleichung 4): FP = ( 8760h/a S voll - fkor) x 1,4840 ct/kwh 411 Diese Bedingung wurde bereits oben anhand des Textes von 33i diskutiert. 267

270 Nun kann man für die Interpretation den Klammerausdruck in Gleichung 4 betrachten. Lässt man den Korrekturfaktor erst einmal beiseite, dann entwickelt sich die Flexibilitätsprämie umgekehrt proportional zur Volllaststundenzahl. Es werden also ungenutzte Leistungsreserven gefördert. Die Höhe der Förderung bestimmt die Kapazitätskomponente als politisch gesetzter Parameter, der hier in eine Vergütung der Erzeugung umgerechnet wird. Die Bedeutung und Bezeichnung des Korrekturfaktors wird an dieser Stelle deutlich: Im Fall ohne Flexibilitätsprämie würden die Anlagen nicht 8760h/a auf Volllast laufen. Das ist zu berücksichtigen, falls man nicht eine ohnehin übliche Fahrweise prämieren und reine Mitnahmeeffekte induzieren will. Der Korrekturfaktor impliziert dann für Biomethananlagen eine als übliche angenommene Volllaststundenzahl von 5475 h/a (=(8760 h/a)/1,6) und für Anlagen, die andere Biogase verwenden, eine als üblich angenommene Volllaststundenzahl von etwa 7964 h/a (=(8760 h/a)/1,1). Für letztere wird also praktisch angenommen, dass sie nahezu Strich fahren, während für Biomethananlagen ein KWK-Einsatz als normal angesehen wird bzw. angesehen werden soll. Das entspricht auch der variablen Standortwahl in diesem Fall, die eine gute Nutzung der erzeugten Wärme ermöglichen sollte. Durch die Wahl des relativ niedrigen Wertes von 5475h/a wird gleichzeitig durch die Flexibilitätsprämie kein Anreiz gegeben auf KWK zu verzichten. Erst eine Unterschreitung dieser Volllaststundenzahlen wird als eine Bemühung Leistungsflexibilitäten bereitzustellen aufgefasst. Oberhalb dieser Volllastundenzahlen würde sich nach Gleichung 4 eine negative Flexibilitätsprämie ergeben. Sie wird in diesen Fällen auf null gesetzt. Nun sind noch die beiden Bedingungen 1 und 2 zu betrachten: Bedingung 1 kann unmittelbar in Volllaststunden umgerechnet werden: Falls Svoll<1752 h/a, dann FP = 0 Bedingung 2 kann so umgeformt werden, dass als Variable nur noch die Volllaststunden enthalten sind: Falls Svoll < h/a f kor, dann FP = 4380 h/a S voll x 1,4840 cent/kwh Wobei sich für Biomethan mit fkor = 1,6 ein Grenzwert Svoll < 2737,5 h/a ergibt und für andere Biogase mit fkor = 1,1 ein Grenzwert von Svoll < 3981,8 h/a Den Inhalt von Bedingung 2 kann man sich vergegenwärtigen, indem man die Flexibilitätsprämie auf eine Förderung pro kw umrechnet. Diese ist durch eine Multiplikation von FP mit Svoll zu bestimmen. Die Förderung pro kw ist dann unabhängig von Svoll und eine Konstante in Höhe von 65 /kw. Dies ist im Bereich, in dem Gleichung 4 gilt, offensichtlich nicht der Fall: Dort steigt die Einnahme pro kw mit abnehmender Volllaststundenzahl. Das heißt, dass unter Bedingung 2 eine Reduktion der Bemessungsleistung zu keinen zusätzlichen Einnahmen mehr führt. Die mit der Verringerung der Volllaststunden sich erhöhende Flexibilitätsprämie kompensiert gerade die

271 entsprechende Reduktion der Erzeugung. Das bedeutet, dass der Abschnitt, in dem Bedingung 2 relevant ist, für eine Planung aus Wirtschaftlichkeitserwägungen nicht attraktiv ist. Die Abschnitte, bei denen die Flexibilitätsprämie Null beträgt sind ebenfalls für eine Anlagenplanung für eine Ausnutzung der Flexibilitätsprämie uninteressant. Eine Anlagenplanung wird sich dann an den Grenzen orientieren, für die Gleichung 4 gilt. Diese Grenzen liegen für Biomethan bei: 2737,5 h/a < Svoll < 5475 h/a und für andere Biogase nutzende Anlagen bei 3981,8 h/a < Svoll < 7963,6 h/a Die Entscheidung, ob es wirtschaftlich ist, bestehende Biogasanlagen unter Nutzung der Flexibilitätsprämie umzurüsten oder Neuanlagen entsprechend zu planen, hängt von einer Vielzahl von Parametern ab. Voraussetzung ist in jedem Fall eine Direktvermarktung in der gleitenden Marktprämie oder als sonstige Direktvermarktung, wobei nur letztere eine Vermarktung der Erzeugung als Ökostrom erlaubt. Letztlich sind drei grundlegende Alternativen zu erwägen: Nutzung der Einspeisevergütung, Nutzung einer der Direktvermarktungsform Nutzung der gleitenden Marktprämie oder der sonstigen Direktvermarktung in Verbindung mit der Flexibilitätsprämie. Zwischen Einspeisevergütung und Direktvermarktungsformen kann problemlos gewechselt werden. Bei der Flexibilitätsprämie ist deren feste Laufzeit zu beachten, durch die bei einem Wechsel Z.B. zurück in eine Einspeisevergütung unwiderruflich die Zeitdauer des Bezugs einer Flexibilitätsprämie verringert wird. Bei der Planung von Neuanlagen ist zu beachten, dass für Biogasanlagen ab 750 kwel, die ab dem in Betrieb gehen, keine Einspeisevergütung mehr gewährt wird, was die Flexibilitätsprämie entscheidend machen könnte. Zudem können die im Vergleich zur Einspeisevergütung geringeren Anforderungen an Biogasanlagen in einer Direktvermarktung dazu führen, dass an bestimmten Standorten nur die Nutzung einer Direktvermarktung in Frage kommt. Auch in diesen Fällen kann die Flexibilitätsprämie entscheidend zur Wirtschaftlichkeit beitragen. Ansonsten ist in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ein Vergleich mit der Einspeisevergütung oder einer Direktvermarktung ohne Flexibilitätsprämie relevant. Auf der Erlösseite sind zu berücksichtigen Der Wert der Möglichkeit kurzfristige Preisdifferenzen im Vergleich zu einer anderen Anlagenauslegung besser ausnutzen zu können. Tendenziell wird der erwartete Erlös umso höher, je häufiger und kurzfristiger die Erzeugung angepasst werden kann. Für eine Abschätzung kann der Spread zwischen Börsenpreisen in Abhängigkeit von Tageszeiten, Jahreszeiten, Werktag vs. Sonnund Feiertage etc. herangezogen werden. Dabei ist in Projektionen zu berück- 269

272 sichtigen, dass die Einspeisung dargebotsabhängiger EE-Erzeugung die Spreads beeinflussen bzw. in Zukunft weiter beeinflussen dürften. Insofern könnten auch neue Muster entstehen oder die Unsicherheiten bezüglich der Preisspreads steigen. Aufgrund der langen Lebenszeiten der Anlagen sind unter Umständen auch andere Entwicklungen, die die Preisvolatilität beeinflussen können, zu beachten. Genannt sei hier beispielhaft nur die zukünftige Bedeutung eines Demand-Side-Managements, das auf eine Glättung der Börsenpreise hinwirken könnte. Gegebenenfalls kann die Teilnahme an einem der Regelenergiemärkte erwogen werden, die in der Einspeisevergütung nicht möglich ist. Hinzu kommen die zusätzlichen Erträge aus der Direktvermarktung z.b. der Marktprämie sowie der Flexibilitätsprämie. Denen stehen i. Allg. entgangene Erträge aus der alternativen Einspeisevergütung entgegen. Gegebenenfalls sind Veränderungen der erzeugten Mengen im Vergleich zu z.b. einer Einspeisevergütung zu berücksichtigen. Gleichzeitig können bei einer entsprechenden Auslegung mit verringerter Menge besonders hohe Strompreise ausgenutzt werden. Ob sich eine solche Strategie lohnt, hängt von der Verteilung der Börsenpreise ab. Auf der Kostenseite ist zu berücksichtigen: Die zusätzlichen Kosten des Ausbaus der Anlagen, um eine Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen zu können und daraus eventuell resultierende höhere laufende Kosten. Evtl. zusätzlich entstehende Kosten des Handels, wobei hier selbst im Vergleich zu einer Direktvermarktung nach gleitender Marktprämie verstärkt die Kosten für eine jeweils aktuelle Prognose von Preisspreads und daraus resultierende Entscheidungen über den Fahrplan der Anlage zu beachten sind. Sofern eine Automatisierung möglich ist, könnten diese Kosten allerdings gering sein. Die Kosten des zusätzlichen Verschleißes aufgrund häufigerer An- und Abfahrvorgänge. Diese Kosten zeigen ein Trade-Off mit der Erlösseite, auf der häufigeres An- und Abfahren tendenziell zu höheren Erlösen führt. Der Trade-off im letzten Satz wurde hier exemplarisch angeführt. Z.B. hängen die genannten zusätzlichen Kosten des Ausbaus der Anlagen von der genauen Planung der Anlage ab, die offensichtlich die möglichen Erlöse Z.B. aus der Flexibilitätsprämie beeinflusst. Aufgrund der vielfältigen Möglichkeiten des Anlagendesigns, der Vermarktung und der Förderung sowie der Abhängigkeit der Erlöse von der Entwicklung der Preisvolatilität und deren Muster sind bei einer Wirtschaftlichkeitsanalyse einer potenziellen Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie erheblich mehr Faktoren zu berücksichtigen und Sensitivitäten abzuschätzen als bei einer entsprechenden Untersuchung für eine Einspeisevergütung oder auch eine gleitende Marktprämie. 270

273 6.4 Bilanzkreismanagement, Schwerpunkt Differenzmengenbilanzierung Das im Zuge der Liberalisierung der Energiemärkte eingeführte Bilanzkreiswesen hat zum Ziel, die in den Bilanzierungsgebieten und Bilanzkreisen prognostizierten bzw. bestellten kalkulatorische Leistungen mit den realen gelieferten physikalischen Leistungen vergleichen bzw. bilanzieren zu können. Ein Bilanzkreis ist ein virtuelles Gebilde, das sich aus einer beliebigen Anzahl von Einspeise- und Entnahmestellen zusammensetzt und zum Zweck des Ausgleichs zwischen Einspeisung und Entnahme gegenüber dem jeweiligen ÜNB eingerichtet wird. Im Bilanzkreis werden Einspeisungen und Entnahmen unabhängig von ihrer Zuschaltung bzw. Zuordnung innerhalb der hierarchisch aufgebauten Netze einer Regelzone in einem Energiemengenbilanzkonto zusammengefasst. Ein Bilanzkreis kann lediglich innerhalb von Regelzonen gebildet werden und wird zwischen dem Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) (in der Regel einem Händler oder Weiterverteiler) und dem Bilanzkreiskoordinator (BI- KO) (in der Regel dem ÜNB) in einem Bilanzkreisvertrag vereinbart. Diese Verträge regeln, wie die ausgetauschten Mengen erfasst, zugeordnet und abgerechnet werden. Sie enthalten finanzielle Regelungen für den Bilanzausgleich, also den Ausgleich von Differenzen zwischen Abgaben und Beschaffung innerhalb des Bilanzkreises. Ferner werden darin deutlich übliche Prognoseungenauigkeiten von inakzeptablen Prognosepflichtverletzungen unterschieden. Alle Netznutzer (Kraftwerke, Stromhändler und Lieferanten) sowie die Netzbetreiber selbst müssen eigene Bilanzkreise bewirtschaften oder einem anderen Bilanzkreis angehören. Gemäß 20 Abs. 1a Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) setzt der Netzzugang durch die Letztverbraucher und Lieferanten voraus, dass über einen Bilanzkreis ein Ausgleich zwischen Einspeisung und Entnahme stattfindet. Entsprechend 4 Abs. 1 Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) ist in jeder deutschen Regelzone ein Bilanzkreissystem anzuwenden. Für jeden Bilanzkreis ist gegenüber dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber ein Bilanzkreisverantwortlicher zu benennen. Dieser hat eine ausgeglichene Bilanz sicherzustellen und trägt die wirtschaftliche Verantwortung für die Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen eines Bilanzkreises (siehe 4 Abs. 2 StromNZV). Bilanzkreise, die ihre Abweichung oder aber ihr ganzes Kundenportfolio einem anderen Bilanzkreis zuordnen, werden Sub- Bilanzkreise genannt. Ein BKV ist gegenüber dem ÜNB dafür verantwortlich, dass in jeder Viertelstunden-Messperiode die Leistungsbilanz (die Summe der Entnahmen sowie die Summe der Einspeisungen) des Bilanzkreises ausgeglichen ist. 412 Innerhalb eines Bilanzkreises können durch den StromNZV 271

274 BKV Unterbilanzkonten gebildet werden, auch die Zuordnung eines Bilanzkreises als Unterbilanzkreis zu einem anderen Bilanzkreis oder als verbundener Bilanzkreis (Unter- und Rechnungs-BK) ist zulässig. Fahrpläne Jeder Stromproduzent und jeder kommerzieller Stromabnehmer muss die Strommenge prognostizieren, die von ihm am Folgetag ins Netz eingespeist bzw. aus dem Netz entnommen wird, damit die Netzsicherheit in jeder Minute eines jeden Tages gewährleistet ist. Diese Prognosen für den Zeitraum des folgenden Tages bis zum nächsten Werktag sind von den Akteuren beim ÜNB bis 14:30 Uhr, viertelstundengenau einzureichen und stellen somit Fahrpläne für den Leistungsbedarf und der Stromerzeugung eines Bilanzkreises dar. Fahrplanänderungen können mit einem zeitlichen Vorlauf von mindestens drei Viertelstunden zu jeder Viertelstunde sowie aufgrund von ungeplanten Kraftwerksausfällen mit einer Vorlaufzeit von 15 Minuten zum Beginn einer jeden Viertelstunde gemeldet werden. Um in der Regelzone einen stabilen und zuverlässigen Netzbetrieb zu gewährleisten muss ein ständiges Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -abnahme herrschen. Aus diesem Grund muss innerhalb der Regelzone der Gesamtsaldo der Abweichungen aller Bilanzkreise über den Einsatz von Regelleistung ausgeglichen werden. In Abbildung 6-28 sind die Zuständigkeiten der Reservebereitstellung abgebildet. Abbildung 6-28: Zuständigkeiten der Reservebereitstellung 413 Wie dargestellt sind die ÜNBs, nach den Anforderungen im europäischen Verbundnetz (UCTE), nur innerhalb der ersten vier Viertelstunden nach Auftreten eines Leis- 413 Eigene Darstellung 272