Empirische Analyse über die Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern der Wind- und PV- Stromerzeugung

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1 Empirische Analyse über die Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern der Wind- und PV- Stromerzeugung Serafin von Roon Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v., Am Blütenanger 71, München, , Kurzfassung: Prognosefehler der EEG-Einspeisung müssen durch kurzfristige Leistungsbereitstellung ausgeglichen werden. Diese Ausgleichsaktivitäten verursachen Kosten, die der Stromverbraucher als Teil der EEG-Umlage trägt. Seit Mitte 2009 veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber Daten zur Bewirtschaftung ihrer EEG-Bilanzkreise. Auf Basis dieser Daten und der veröffentlichten Strompreise an der EEX können die Kosten des Ausgleichs von Prognosefehler der Wind- und PV-Stromerzeugung berechnet werden. Es ist festzustellen, dass bei allen Ausgleichsmechanismen (Intraday-Handel, EEG-Reserve, Ausgleichsenergie) selbst eine ausgeglichene Energiebilanz zu einem negativen Saldo führt, da im Mittel die Preise für überschüssige Energie deutlich unter den zu zahlenden Preisen bei einer zu deckenden Nachfrage liegen. Es ergeben sich spezifische Kosten von 3,8 /MWh pro eingespeiste MWh aus Windkraft und PV, wenn neben den Ausgleichskosten noch die entgangenen Erlöse im Falle einer perfekten Prognose berücksichtigt werden. Keywords: Windstrom, Prognose, Prognosefehler, EEG-Reserve, EEG-Bilanzkreis, Ausgleichsenergie 1 Motivation und zentrale Fragestellung 1.1 Ausgangssituation In Deutschland ist der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung im zurückliegenden Jahrzehnt rasant angestiegen. Angesichts der ambitionierten Klimaschutzziele wird auch in den nächsten 10 Jahren mit einem verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energien gerechnet. Im Leitszenario aus dem Jahr 2010 im Auftrag des BMU wird für das Jahr 2020 von einer installierten Leistung von 46 GW (2009: 26 GW) Windkraft und 52 GW Photovoltaik (2009: 10 GW) ausgegangen /1/. Bei der Integration dieser Energieträger in das bestehende System der Stromversorgung sind große Herausforderungen zu meistern. Einerseits sind die bestehenden Transport- und Verteilnetze über die Jahrzehnte mit den Erzeugungs- und Verbrauchsschwerpunkten gewachsen und müssen daher an die neuen Lastflüsse angepasst werden. Andererseits stehen einige erneuerbaren Energien - dies betrifft vor Allem die Stromerzeugung aus Wind und Sonne - nur fluktuierend und somit nicht jederzeit gesichert zur Verfügung. Der weiterhin Seite 1 von 14

2 notwendige Einsatz konventioneller Kraftwerke kann daher lediglich auf der Basis einer zwangsweise fehlerbehafteten Vortagesprognose der Erzeugung aus erneuerbaren Energien geplant werden. In der Vergangenheit wurden neben Kraftwerksausfällen vorrangig Fehler der Verbrauchsprognose ausgeglichen. Der Einsatz der erneuerbaren Energien verlagert den Schwerpunkt zunehmend auf den Ausgleich von Prognosefehler der Erzeugung. Die für den Ausgleich notwendige kurzfristige positive und negative Leistungsbereitstellung verursacht Kosten. Diese Kosten trägt der Stromverbraucher als Teil der EEG-Umlage. Die zentrale Frage der vorliegenden Untersuchung ist: Welche Kosten entstehen durch den untertägigen Ausgleich von Fehlern der Vortagesprognose zur Wind- und PV-Stromerzeugung? Diese Frage könnte zukünftig auch für die Wind- und PV-Anlagenbetreiber interessant werden, falls diese freiwillig den Weg der Direktvermarktung nach 17 EEG wählen oder wie im Energiekonzept der Bundesregierung vorgeschlagen eine Umstellung von einer festen EEG-Vergütung auf eine Marktprämie erfolgt. 1.2 Untersuchungsgegenstand Für die nach dem EEG eingespeiste elektrische Energie besteht eine Abnahmeverpflichtung. Der Anlagenbetreiber bekommt die Energie nach festen Sätzen unabhängig von der Einspeisecharakteristik vergütet. Die Verantwortung für die Vermarktung des EEG-Stroms liegt bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB). Diese erstellen und erwerben Prognosen über die Einspeisung aus EEG-Anlagen für den Folgetag (Day-Ahead). Die prognostizierte Erzeugung wird im Day-Ahead Markt an der Strombörse European Energy Exchange (EEX) als Verkaufsgebot platziert. In der Regel erfolgt dieses Verkaufsgebot Preis unabhängig. In der Neufassung der Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung (AusgleichMechAV) mit Wirkung zum wird im Falle von negativen Preisen den ÜNB zugestanden, preislimitierende Gebote abzugeben. Für die Einspeisung aus EEG-Anlagen wird ein eigener Bilanzkreis unterhalten. Wird untertägig auf Basis einer Kurzfristprognose eine Abweichung zu der tags zuvor erstellten Day-Ahead Prognose festgestellt, wird versucht diese Differenz im Intraday-Handel auszugleichen. Im begrenzten Umfang wird zudem EEG-Reserve vorgehalten, die im Bedarfsfall bei den Vertragspartnern abgerufen werden kann. Abweichungen zwischen Kurzfristprognose und tatsächlicher Einspeisung werden als Ausgleichsenergie im EEG-Bilanzkreis vermerkt und nachträglich mit den deutschlandweit geltenden Ausgleichsenergiepreisen verrechnet. Im Folgenden werden die Einnahmen und Ausgaben dieser Vermarktungs- und Ausgleichsaktivitäten über einen Zeitraum von acht Monaten bilanziert und bewertet. Seite 2 von 14

3 2 Vorgehensweise 2.1 Datenbasis Seit August 2009 veröffentlichen die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber Daten zur Bewirtschaftung ihres jeweiligen EEG-Bilanzkreises /2/, /3/, /4/, /5/. Hierzu zählen: Intraday-Beschaffung / Intraday-Vermarktung für den EEG-Bilanzkreis Ergebnis Ausschreibung EEG-Reserve Abruf EEG-Reserve Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie nach EEG-Bilanzkreis-Abrechnung. Für die Auswertung werden die Viertelstundenwerte zu Stundenwerten zusammengefasst. Dies kann wie im Beispiel der viertelstündlichen Ausgleichsenergie dazu führen, dass für eine Stunde sowohl negative als auch positive Werte vorliegen. Diese dürfen nicht saldiert werden, sondern müssen zunächst getrennt mit den Preisen bewertet werden. Seit mehreren Jahren stehen die Daten zur Vortagesprognose und Ist-Einspeisung der Windstromerzeugung zur freien Verfügung. Die Ist-Einspeisung aus Photovoltaik wird bei 50Hertz seit April 2007 veröffentlicht. Seit März 2010 veröffentlichen Tennet (ehemals Transpower) und seit Juli 2010 Amprion die Vortagesprognose und die tatsächliche Einspeisung der PV-Stromerzeugung. Seit Oktober 2010 werden diese Daten von allen vier Übertragungsnetzbetreibern online gestellt. Für die Auswertung des Zeitraums März bis Oktober 2010 werden die PV-Einspeisewerte von Tennet und 50Hertz entsprechend ihres Anteils an der gesamten installierten Leistung (ca. 55 %) für die Monate März bis Juni und die PV-Einspeisewerte von Tennet, 50Hertz und Amprion (Leistungsanteil ca. 84 %) für die Monate Juli bis September skaliert. Die Ausgleichsenergie wird mit dem Ausgleichsenergiepreis bewertet. Für die Monate März und April 2010 gilt noch ein getrennter Preis für die Regelzone von Amprion und den optimierten Netzregelverbund von 50Hertz, EnBW und Tennet. Seit Mai 2010 gilt deutschlandweit der Ausgleichsenergiepreis des optimierten Netzregelverbunds der vier ÜNB. Für die Ermittlung der Preise wird neben den Internetseiten der Übertragungsnetzbetreiber (Vorhaltung und Abruf der EEG-Reserveleistung und Ausgleichsenergiepreis des optimierten Netzregelverbunds) auf die Internetseite der EEX (Day-Ahead- und Intraday-Preise) /6/ zurückgegriffen. Abbildung 2-1 zeigt exemplarisch den Einsatz von Ausgleichsgeschäften im Intraday- Handel, den Einsatz von EEG-Reserve und die Über- sowie Unterspeisung der EEG- Bilanzkreise (Ausgleichsenergie) für den Ausgleich von Prognosefehlern in der Woche vom Seite 3 von 14

4 Ausgleich von Prognosefehlern in MW 7. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT Abgerufene EEG-Reserve Ausgleichsenergie Intraday FfE _758 Abbildung 2-1: Ausgleich von EEG-Prognosefehler vom (Stundenwerte) Es ist gut zu erkennen, dass die EEG-Reserve nur selten eingesetzt wird. In den meisten Fällen entspricht das Vorzeichen des Ausgleichsgeschäfts im Intraday-Handel dem Vorzeichen der Ausgleichsenergie. Ein entgegengesetztes Vorzeichen bedeutet, dass im Intraday Handel zu viel gekauft oder verkauft wurde. 2.2 Berechnungsansatz Für die Berechnung der Kosten des Ausgleichs der Day-Ahead-Prognosefehler wird folgende Vorgehensweise gewählt. Den tatsächlichen Einnahmen und Ausgaben aus der PV- und Windstromvermarktung und des Ausgleichs der Prognosefehler werden die Einnahmen des hypothetischen Falls einer perfekten Prognose gegenübergestellt. Die Differenz aus diesen beiden Fällen wird als Kosten der PV- und Windprognosefehler bilanziert. Diesem Berechnungsansatz liegt die Annahme zugrunde, dass die Prognosefehler allein durch Wind- und PV-Einspeisung verursacht werden. Die restlichen EEG- Energieträger (Wasser, Biomasse/-gas und Geothermie) haben eine gleichmäßige und planbare Erzeugung. Das Ergebnis gibt somit an, um welchen Betrag die EEG-Vermarktungskosten gesenkt werden könnten, wenn keine Prognosefehler auftreten. Die Kosten der Prognosefehler K FCE berechnen sich einerseits aus den Unterschieden der Day-Ahead Vermarktung ΔE DA und andererseits aus den Aktivitäten zum Ausgleich der Prognosefehler im Intraday-Markt K ID, der EEG-Bilanzkreisabrechnung K BE und der Vorhaltung und des Einsatzes von EEG- Reserve K Res : Seite 4 von 14

5 Die Differenzen aus der Day-Ahead Vermarktung ΔE DA berechnen mit Hilfe der Day-Ahead vermarkteten Energie x DA und der tatsächlichen Einspeisung x ID sowie dem Day-Ahead Börsenpreis p DA wie folgt: Da die Differenz aus der Day-Ahead Prognose x DA und der tatsächlichen Einspeisung x IST der Day-Ahead Prognosefehler x DA,FCE =x DA -x IST ist, sind die Differenzen der Day-Ahead Vermarktung somit Die Vortagesprognose der Einspeisung x DA wird untertägig durch Kurzfristprognosen x ID,FC aktualisiert. Die Kurzfristprognose wird nicht veröffentlicht kann jedoch mittels der Summe aus tatsächlicher Einspeisung, der Ausgleichsgeschäfte im Intraday-Handel x ID und der abgerufenen EEG-Reserve x Res,Ac abgeschätzt werden: Der Day-Ahead Prognosefehler x DA,FCE kann in einen erkannten Fehler x ID,FCE und einem verbleibenden Fehler (entspricht der Ausgleichsenergie des EEG-Bilanzkreises x BE ) unterteilt werden. Hierbei gilt: Auch die Differenzen aus der Day-Ahead Vermarktung können somit auf den erkannten (ΔE ID,FCE ) und verbleibenden (ΔE BE,FCE ) Fehler zugeordnet werden: und Seite 5 von 14

6 Die Kosten der Handelsaktivitäten im Intraday-Handel K ID lassen sich mit folgender Formel ermitteln: Der Saldo aus der Abrechnung des EEG-Bilanzkreises K BE berechnet sich nach: Die Kosten der EEG-Reserve K Res setzen sich aus der Vorhaltung der Leistung x Res,Re und der abgerufenen Energie x Res,Ac und den jeweiligen Preisen p Res,Re und p Res,Ac zusammen: Der Day-Ahead vermarktete EEG-Strom kann aus der Summe der tatsächlichen Einspeisung und den Aktivitäten zum Ausgleich der Prognosefehler berechnet werden: Die Vorzeichen der Ausgleichsgeschäfte im Intraday-Markt sind wie folgt zu interpretieren: : Kauf im Falle eines erkannten positiven Prognosefehlers : Verkauf im Falle eines erkannten negativen Prognosefehlers Die Vorzeichen der bilanzierten Ausgleichsenergie des EEG-Bilanzkreises haben folgende Aussage: Die Vorzeichen der EEG-Reserve bedeuten: : Unterspeisung des EEG-Bilanzkreises : Überspeisung des EEG-Bilanzkreises : Aktivierung von positiver EEG-Reserve : Aktivierung von negativer EEG-Reserve In der Veröffentlichung von Roon und Huber /7/ wird gezeigt, dass die Höhe der Einspeisung aus erneuerbaren Energien, den Day-Ahead Preis an der EEX beeinflusst. Diese Preiswirkung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird Merit Order Effekt genannt. Für die Kalkulation der Einnahmen für den Fall einer perfekten Prognose kann dieser Effekt berücksichtigt werden, indem ein Day-Ahead Preis unter Berücksichtigung des Merit Order Effekts wie folgt berechnet wird: Für die Steigung der EEX-Preiskurve g wird für die Berechnung der Wert aus /7/ angesetzt. Die mit den Erdgas Spotmarktpreisen normierte Steigung betrug in den Jahren 2007 bis 2009 im Mittel 0,8. Mit einem mittleren Erdgaspreis von 17 /MWh th inklusive Zertifikatspreise ergibt sich eine Steigung von 1,35 ( /MWh)/GWh. Die Differenzen aus der Day-Ahead Seite 6 von 14

7 Vermarktung ΔE DA,MO unter Berücksichtigung des Merit Order Effekts berechnen sich wie folgt: Für die Unterscheidung zwischen erkannten und verbleibenden Fehler kann aufgrund des linearen Zusammenhangs der Preisfunktion der Merit Order Effekt ebenfalls aufgeteilt werden. Hierzu müssen im ersten Schritt die fiktiven Preise p DA,MO,ID bzw. p DA,MO,BE berechnet werden, die sich ergeben hätten, wenn der Intraday gehandelte Strom bzw. die Ausgleichsenergie des EEG-Bilanzkreises Day-Ahead vermarktet worden wäre: Die Differenzen aus der Day-Ahead Vermarktung unter Berücksichtigung des Merit Order lassen sich somit getrennt für erkannten und verbleibenden Fehler berechnen: und Somit ändern sich auch die gesamten Kosten der Prognosefehler (K FCE ) und die Kosten des erkannten (K ID ) und des verbleibenden Fehlers (K BE ): Die spezifischen Kosten für den betrachteten Zeitraum werden ermittelt, indem die Kosten ins Verhältnis zu der Summe der Einspeisung aus fluktuierender Erzeugung aus Wind und PV X IST gesetzt werden. Die Einspeisung berechnet sich nach: Die spezifischen Kosten sind somit: Spezifische Kosten des Ausgleichs im Intraday-Markt: Spezifische Kosten des EEG-Bilanzkreisausgleichs: Spezifische Kosten der EEG-Reserve: Seite 7 von 14

8 7. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2011 Spezifische Kosten der Aktivitäten zum Ausgleich der Prognosefehler: Spezifische Kosten der Prognosefehler: Spezifische Kosten der Prognosefehler mit Merit Order Effekt: Spezifische Kosten der erkannten Fehler mit Merit Order Effekt: Spezifische Kosten der verbleibenden Fehler mit Merit Order Effekt: Für eine Bewertung der wirtschaftlichen Auswirkungen der verschiedenen Möglichkeiten zum Ausgleich von Prognosefehler werden die mittleren Preise im Betrachtungszeitraum berechnet: mittlerer EEX-Preis im Vermarktungszeitraum: mittlerer EEX-Preis für die Day-Ahead-Vermarktung mittlerer EEX-Preis für Verkäufe im Intraday-Markt für mittlerer EEX-Preis für Käufe im Intraday-Markt für mittlerer Ausgleichsenergiepreis bei Überspeisung des EEG-Bilanzkreises für mittlerer Ausgleichsenergiepreis bei Unterspeisung des EEG-Bilanzkreises für Seite 8 von 14

9 Mittlere Einspeisung in MW 7. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2011 Formelzeichen E Erlöse [ ] g Steigung der EEX-Preiskurve [( /MWh)/MWh] K Kosten [ ] n Anzahl der Stunden im Betrachtungszeitraum p Preis [ /MWh] x elektrische Arbeit [MWh] Indizes Ac BE DA FC FCE i ID IST MO Re Res Aktivierung der vorgehaltenen Leistung (Activation) Ausgleichsenergie des EEG-Bilanzkreises (Balance Energy) Day-Ahead Prognose (Forecast) Prognosefehler (Forecast Error) Stunde des Betrachtungszeitraums Intraday ex post festgestellte tatsächliche Einspeisung Merit Order Effekt Vorhaltung (Reservation) EEG-Reserve 3 Ergebnisse 3.1 Energetische Betrachtung Für den Zeitraum März bis Oktober 2010 wird eingespeister EEG-Strom aus Windkraftanlagen mit 21,5 TWh und aus PV-Anlagen mit 8,8 TWh bilanziert. Die Einspeisecharakteristik von Windkraft- und PV-Anlagen unterscheidet sich sowohl saisonal wie tageszeitlich, wie die mittlere Einspeiseleistung pro Monat (vgl. Abbildung 3-1) und Tagesstunde (vgl. Abbildung 3-2) zeigen Wind PV FfE _762 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Abbildung 3-1: Mittlere Einspeiseleistung aus Windkraft- und PV-Anlagen im Monat im Jahr 2010 Seite 9 von 14

10 Mittlere Einspeisung in MW Spotmarktpreis in /MWh 7. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT PV Wind EEX Stunde das Tages FfE _ Abbildung 3-2: Mittlere Einspeiseleistung aus Windkraft- und PV-Anlagen im Tagesverlauf im Jahr 2010 Die Ausgleichsaktivitäten aufgrund von Prognosefehlern verteilen sich sehr unterschiedlich auf Intraday-Handel, Abruf der EEG-Reserve und Ausgleichsenergie des EEG-Bilanzkreises, wie in Tabelle 3-1 zu erkennen ist. Tabelle 3-1: Energiebilanz der Aktivitäten zum Ausgleich von Prognosefehlern im Zeitraum März bis Oktober 2010 Bilanzposten in GWh eingespeister Strom aus Windkraft eingespeister Strom aus PV X DA Day-Ahead verkauft X ID<0 Intraday verkauft X ID>0 Intraday gekauft Saldo Intraday -25 X BE<0 EEG-Bilanzkreis überspeist X BE>0 EEG-Bilanzkreis unterspeist Saldo EEG-Bilanzkreis X Res,Ac>0 Abruf von positiver EEG-Reserve 17 X Res,Ac<0 Abruf von negativer EEG-Reserve -73 Saldo abgerufene EEG-Reserve -56 Im Intraday-Handel wird mit GWh nahezu genauso viel verkauft wie mit GWh zugekauft. Ein deutlich größerer Anteil an den Aktivitäten zum Ausgleich von Prognosefehlern fällt auf den Posten des EEG-Bilanzkreisausgleichs. Hierbei zeigt sich eine Seite 10 von 14

11 deutliche Überspeisung des EEG-Bilanzkreises. Die EEG-Bilanzkreise der vier ÜNB werden im Untersuchungszeitraum in Summe um GWh überspeist. Dem steht eine Unterspeisung von GWh gegenüber. Somit ergibt sich ein Saldo von GWh. Im Oktober drehte sich erstmals das Verhältnis um, so dass netto die EEG-Bilanzkreise in diesem Monat eine Unterspeisung aufweisen. Ein Grund hierfür könnte sein, dass die Verteilnetzbetreiber ihre Prognosen dem ÜNB melden. Diese könnten in den Sommermonaten den extremen Zubau noch nicht adäquat in ihren Prognosen abgebildet haben, so dass ex post eine Überspeisung festgestellt wurde. Der Abruf der EEG-Reserve hat mit 17 GWh positive und 73 GWh negative Reservearbeit nahezu keine Bedeutung. 3.2 Kostenbetrachtung Für den Zeitraum März bis Oktober 2010 werden die Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern berechnet. Die jeweiligen Bilanzierungsposten sind in Tabelle 3-2 zusammengefasst. Tabelle 3-2: Kostenbilanz der Ausgleichsaktivitäten der EEG-Bilanzkreise von März bis Oktober 2010 Bilanzposten in Mio. Day-Ahead verkauft ,0 Intraday verkauft -45,2 Intraday gekauft 64,3 K ID Saldo Intraday 19,2 Bilanzkreis überspeist -123,3 Bilanzkreis unterspeist 161,3 K BE Saldo Ausgleichsenergie 38,8 Vorhaltung von pos. EEG-Reserve 1,8 Vorhaltung von neg. EEG-Reserve 8,3 Abruf von pos. EEG-Reserve 1,3 Abruf von neg. EEG-Reserve -1,9 K Res Saldo EEG-Reserve 9,5 Obwohl im Intraday-Markt nahezu gleich viel verkauft wie zugekauft wird, ergibt sich ein finanzielles Saldo von etwa 19 Millionen. Noch ungünstiger stellt sich die Bilanz des EEG- Bilanzkreises dar. Trotz massiver Überspeisung von netto etwa 2 TWh übersteigen die Ausgaben die Einnahmen um 38 Millionen. Aufgrund des sehr seltenen Abrufs der EEG- Reserve sind die Einnahmen von etwa 0,6 Millionen (1,9 Mio. 1,3 Mio. ), die sich aus der deutlich häufigeren Aktivierung von negativer Reserve als von positiver Leistung ergeben, nahezu vernachlässigbar. Bedeutsamer ist hingegen die Vorhaltung dieser Leistungsreserve, die mit 10,1 Millionen zu den Kosten beiträgt. Seite 11 von 14

12 Der Saldo aus Einnahmen und Ausgaben im Intraday-Handel, der Vorhaltung und des Abrufs der EEG-Reserve sowie der Über- und Unterspeisungen des EEG-Bilanzkreises beträgt 67 Mill.. Mit der Einspeisung von 21,5 TWh aus Windkraftanlagen und etwa 12,1 TWh aus PV-Anlagen in dieser Zeit können die spezifischen Kosten berechnet werden, die in Tabelle 3-3 dargestellt sind. Tabelle 3-3: Spezifische Kosten der Ausgleichsaktivitäten der EEG-Bilanzkreise Spezifischen Kosten für in /MWh Wind+PV k ID Ausgleich im Intraday-Markt -0,63 k BE EEG-Bilanzkreisausgleichs -1,25 k Res EEG-Reserve -0,31 k ID,BE,Res k FCE k FCE,MO Ausgleichsaktivitäten (Intraday + Bilanzkreis + EEG-Reserve) Ausgleichsaktivitäten + Mengeneffekt der Day-Ahead Vermarktung Ausgleichsaktivitäten + Mengen- & Preiseffekt der Day-Ahead Vermarktung -2,20-5,44-4,44 k ID,FCE,MO erkannter Fehler -0,80 k BE,FCE,MO verbleibender Fehler -3,68 Die spezifischen Kosten aller Ausgleichsaktivitäten betragen 2,2 /MWh für den eingespeisten Strom aus Windkraft- und PV-Anlagen. Der energetische Saldo aller untertägigen Ausgleichsaktivitäten inklusive der verbleibenden Ausgleichsenergie des EEG- Bilanzkreises beträgt 2,1 TWh. Ein positiver Saldo bedeutet, dass systematisch die Prognose die tatsächliche Einspeisung unterschätzt. Dieser Saldo resultiert vorrangig aus der Überspeisung des EEG-Bilanzkreises, die in der Regel vergütet wird und somit zunächst die Kosten senkt. Im Falle einer perfekten Prognose hätte die Vermarktung dieser Mengen im Day-Ahead-Markt jedoch einen höheren Preis als in der Bilanzkreisabrechnung erzielt. Wird diese Einnahmendifferenz ebenfalls als Kosten von Prognosefehlern bilanziert, ergeben sich spezifische Kosten von 5,4 /MWh. Unter Berücksichtigung, dass die Vermarktung von zusätzlichem EEG-Strom im Mittel zu einem niedrigeren Market Clearing Price führt (Merit Order Effekt), betragen die spezifische Kosten 4,4 /MWh. Eine Aufteilung dieser Kosten auf den erkannten Fehler (Ausgleich im Intraday-Handel und Vorhaltung und Abruf der EEG- Reserve) sowie auf den verbleibenden Fehler (Ausgleichsenergie des EEG-Bilanzkreises) ergeben spezifische Kosten von k ID,FCE,MO =0,8 /MWh und k BE,FCE,MO =3,7 /MWh. Die Ursache für die ungünstige Kostenbilanz der Ausgleichsaktivitäten trotz ausgeglichenem Intraday-Handel und deutlicher Überspeisung des EEG-Bilanzkreises liegt in den signifikanten Preisunterschieden wie aus Tabelle 3-4 ersichtlich wird. Seite 12 von 14

13 Tabelle 3-4: Mittlere Preise im Untersuchungszeitraum mittlere Preise für in /MWh Day-Ahead Spotmarkt an der EEX 43,2 Day-Ahead Vermarktung 43,5 Verkauf im Intraday-Markt 36,0 Zukauf im Intraday-Markt 52,4 Überspeisung des Bilanzkreises 26,3 Unterspeisung des Bilanzkreises 61,1 Abruf negativer EEG-Reserve 26,2 Abruf positiver EEG-Reserve 77,0 Der Bezugswert bei der Preisanalyse ist der mittlere Day-Ahead Preis an der EEX im Untersuchungszeitraum mit 43,2 /MWh. Interessant ist, dass der mittlere Preis für die Day- Ahead Vermarktung für Strom aus Windkraft- und PV-Anlagen mit 43,5 /MWh leicht darüber liegt, obwohl laut /7/ die Einspeisung aus erneuerbaren Energien den Börsenpreis senkt. Dies liegt an dem zunehmenden Anteil der Einspeisung aus PV-Anlagen, deren Einspeisecharakteristik wie in Abbildung 3-2 zu erkennen ist mit den EEX-Preisen korreliert, d.h. diese Anlagen speisen vorrangig zu den Hochpreisphasen ein. Der Ausgleich der EEG- Prognosefehler beeinflusst die Preise im Intraday-Handel maßgeblich, da im Mittel für Verkäufe ein Preis von 36,0 erzielt und für Zukäufe 52,4 /MWh bezahlt wird. Dieser Effekt ist bei der Bilanzkreisabrechnung mit einer Differenz von 34,8 /MWh zwischen Über- und Unterspeisung noch ausgeprägter. Am höchsten ist die Preisdifferenz mit 50,8 /MWh beim Abruf der EEG-Reserve. 4 Schlussfolgerungen Die Auswertung basiert auf einem sehr kurzen Zeitraum. Daher sollen die Ergebnisse nur einer ersten Einschätzung dienen, welche Kosten durch den Ausgleich von Prognosefehlern entstehen. Es ist festzustellen, dass bei allen Ausgleichsmechanismen (Intraday-Handel, EEG-Reserve, Ausgleichsenergie) selbst eine ausgeglichene Energiebilanz zu einem negativen Saldo führt, da im Mittel die Preise für überschüssige Energie deutlich unter den zu zahlenden Preisen bei einer zu deckenden Nachfrage liegen. Ein erster Schritt zu einer deutlichen Kostensenkung sollte eine Reduktion des systematischen Fehlers (Prognose unterschätzt im Mittel die tatsächliche Einspeisung) sein. Hierdurch verringern sich zwar die Einnahmen durch Überspeisung des EEG-Bilanzkreises, eine Day-Ahead-Vermarktung der elektrischen Energie wird aber im Mittel zu deutlich höheren Erlösen führen. Die Ausgleichskosten und entgangenen Erlöse aufgrund von Prognosefehler machen etwa 11 % der Erlöse aus der Day-Ahead-Vermarktung aus. Im Vergleich zum mittleren Seite 13 von 14

14 Einspeisevergütung von 88 /MWh für Windstrom und 468 /MWh 1 für PV-Strom fallen die spezifischen Kosten mit 2,2 bis 5,4 /MWh weniger ins Gewicht. Im Falle einer Direktvermarktung von Windstrom könnten diese zusätzlichen Kosten die Rentabilität der EEG-Anlagen jedoch bereits empfindlich mindern. Die Untersuchung wurde im Rahmen des Projektes Windenergie Ausgleich der Prognosefehler durchgeführt. Das Projekt "Windenergie - Ausgleich der Prognosefehler" wird gefördert vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages (Förderkennzeichen ). Quellen /1/ Nitsch, J.; Wenzel, B.: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global - Entwicklung der EEG-Vergütungen, EEG-Differenzkosten und der EEG Umlage bis zum Jahr 2030 auf Basis des Leitszenario Berlin: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), 2010 /2/ Internetseite des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz, /3/ Internetseite des Übertragungsnetzbetreibers Amprion, /4/ Internetseite des Übertragungsnetzbetreibers EnBW, /5/ Internetseite des Übertragungsnetzbetreibers Tennet, schaftung_eeg-bilanzkreis/ /6/ Internetseite der European Energy Exchange, /7/ von Roon, S., Huber, M.: Modeling Spot Market Pricing with the Residual Load, in: Enerday - 5th Conference on Energy Economics and Technology, , Dresden 1 Deutscher Bundestag: Aktueller Begriff EEG-Umlage 2010, Dezember Seit Juli 2010 installierte Dach-PV-Anlagen bekommen eine deutlich reduzierte Einspeisevergütung von 340,5 /MWh. Seite 14 von 14