AUSWIRKUNGEN DER SONNENFINSTERNIS AM 20. MÄRZ 2015 AUF DIE DEUTSCHEN STROMMÄRKTE

AUSWIRKUNGEN DER SONNENFINSTERNIS AM 20. MÄRZ 2015 AUF DIE DEUTSCHEN STROMMÄRKTE Berlin, 17.03.2015 Whitepaper

INHALTSVERZEICHNIS 1. Einleitung... 2 2. Spotmarkt... 3 2.1. Day-Ahead... 4 2.2. Intraday... 6 3. Regelleistungsmärkte... 8 4. Auswirkungen auf die Volkswirtschaft... 10 Quellenverzeichnis... 13 Kurzportrait Energy Brainpool... 14 [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 1

1. EINLEITUNG Bei der Sonnenfinsternis am 20. März werden von 9:30 12:00 Uhr 1 im deutschlandweiten Mittel bis zu 73 Prozent der Sonne durch den Mond bedeckt sein. Dieses Naturereignis hat bei sonnigem Wetter einen immensen Effekt auf die von Photovoltaikanlagen (gegenwärtige installierte Erzeugungsleistung von 38,3 GW nach BSW 2015) ins Stromnetz eingespeiste elektrische Leistung. Dieser Effekt wird in Abbildung 1 beschrieben: Bei sonnigem Wetter reduziert sich der Viertelstundenmittelwert 2 der gesamtdeutschen Photovoltaikproduktion um 11 GW und nach dem Durchlaufen des maximalen Abdeckungsgrades steigt sie bis zur Mittagsspitze wieder um 18 GW an. Die Güte der Wetterprognose wird bis zum 20. März noch zunehmen bei bewölktem Himmel ist der beschriebene Effekt deutlich geringer. In der vorliegenden Kurzstudie sollen jedoch die energiewirtschaftlich interessanteren extremen Auswirkungen für den Fall analysiert werden, dass der 20. März ein sonniger Tag ist. Die Analyse erfolgt in drei Schritten: Auswirkungen auf den Spotmarkt, Auswirkungen auf den Regelleistungsmärkten und daraus resultierende Auswirkungen auf die Volkswirtschaft. 1 Die genauen Uhrzeiten und der Bedeckungsgrad sind standortabhängig, in Berlin beginnt die Sonnenfinsternis um 9:38 Uhr, der maximale Bedeckungsgrad von 74 Prozent wird um 10:48 Uhr erreicht, um 11:58 endet die Sonnenfinsternis. 2 Für den Handel mit Strom ist der Viertelstundenmittelwert abrechnungsrelevant, denn sowohl beim Vertrieb von erzeugtem als auch von verbrauchtem Strom müssen Unternehmen für ihren Bilanzkreis immer nur für jede Viertelstunde nachweisen, dass ein- und ausgespeiste Mengen im Gleichgewicht stehen. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 2

2. SPOTMARKT Für den kurzfristigen Handel mit Photovoltaikstrom sind zwei Zeitskalen relevant: die stündliche und die viertstündliche Betrachtung. Am 19. März bei Kenntnis der (relativ genauen) Vortageswetterprognose findet die Vermarktung des Photovoltaikstroms am Day-Ahead-Markt statt. Dabei wird der stündliche Mittelwert der erwarteten Photovoltaik-Einspeisung gehandelt. Bei einer perfekten Wetterprognose ist dies für Gesamtdeutschland die blaue Linie in Abbildung 1. Untertägig, bis zu 45 Minuten vor Beginn einer jeweiligen Viertelstunde am 20. März, können Differenzmengen am Intraday-Markt gehandelt werden, diese Mittelwerte sind durch die graue Linie in Abbildung 1 dargestellt. Abweichungen zwischen Stromverbrauch und erzeugung, die unterhalb der Viertelstunden- Zeitskala auftreten, werden durch die Übertragungsnetzbetreiber als Systemdienstleistung mittels Regelleistung ausgeglichen. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 3

PV-Last in GW -11 GW/h 18 GW/(1 ½ h) 30 25 20 15 10 5 0 Realer Verlauf Viertelstundenmittelwert Stundenmittelwert Abbildung 1: Verlauf der deutschlandweiten PV-Einspeisung im Falle eines sonnigen 20. März mit den zugehörigen stündlichen (relevant für die vortägige börsliche Stromvermarktung) und viertelstündlichen (relevant für die untertägige börsliche Vermarktung) Mittelwerten dieser Einspeisung 3 2.1. DAY-AHEAD Im Day-Ahead-Markt wirkt sich die Einspeisung aus erneuerbaren Energien preissenkend in den einzelnen Stundenauktionen aus. Je stärker die Solareinspeisung, desto geringer ist der markträumende Preis, der sich in der entsprechenden Auktion einstellt. In Abbildung 2 wird dies anhand der blauen Linie deutlich, welche unter Annahme sonnigen Wetters zur Tagesmitte hin abfällt. 3 Datenquelle: Weniger et al. (2014): Einfluss der Sonnenfinsternis im März 2015 auf die Solarstromerzeugung in Deutschland. S. 34 [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 4

Strompreis in EUR/MWh Stromnachfrage bzw. -produktion in GW 70 60 50 40 30 20 10 0 Preisspitze in Rampenstunde Solardelle abgeschwächt 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Strompreis ohne Sonnenfinsternis Stromnachfrage (rechte Achse) Strompreis mit Sonnenfinsternis Solareinspeisung (rechte Achse) Abbildung 2: Strompreisverlauf der Day-Ahead-Auktion in EUR/MWh am 20. März 2015 in einem Szenario ohne Sonnenfinsternis im Vergleich zu einem Szenario mit Sonnenfinsternis Wird die Solareinspeisung durch die Sonnenfinsternis in den Stunden 9 bis 12 vermindert, wie die hier nochmals in grün dargestellte Kurve zeigt, steigt der Strompreis in den entsprechenden Stunden deutlich an, wie der roten Kurve zu entnehmen ist. Einerseits ist dies der nun nicht mit in die Auktion eingehenden Mengen an Solarerzeugung geschuldet. Andererseits müssen die fehlenden Mengen aus Kraftwerken zur Verfügung gestellt werden, die in der Lage sind, schnell auf die sich ändernde Solareinspeisung zu reagieren. Da günstige Technologien wie Braunkohle und Kernkraft in der Regel nicht geeignet sind, ihre Produktion schnell und kurzfristig zu erhöhen, kommen in diesen Stunden zusätzlich Gas- und Ölkraftwerke zum Einsatz, außerdem steigt der Import aus dem Ausland. Beide Effekte zusammen sorgen für eine Preisspitze in Stunde 10 (09.00 10.00 Uhr) von rund 53 EUR/MWh. Fundamental sind die Effekte der Sonnenfinsternis bei Annahme eines sonnigen Tages mit einer durchschnittlichen Preiserhöhung in den betrachteten Stunden von rund 10 EUR/MWh somit durchaus spürbar. Schiene die Sonne an diesem Tag nicht, würden sich jedoch auch durchaus höhere durchschnittliche Marktpreise einstellen, sodass die Preissteigerung aufgrund eines kurzen Ausbleibens der Solareinspeisung keine ungewöhnliche Marktsituation darstellt. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 5

Residuale PV-Last aus Stundenund Viertelstundenmittel in GW 2.2. INTRADAY Bei der Vermarktung von Photovoltaikstrom wird im typischen Anwendungsfall der stündliche Mittelwert der erwarteten Leistung vortägig vermarktet und lediglich Differenzmengen werden am Intraday-Markt untertägig ausgeglichen. In Abbildung 3 sind die erwarteten Differenzmengen für einen sonnigen Tag dargestellt. Differenzmengen entstehen grundsätzlich einerseits durch kurzfristige Prognoseveränderungen die Photovoltaikstrommengen betreffend, andererseits aber auch strukturell durch die Charakteristik der Photovoltaikleistung innerhalb einer Stunde: Vermarkter von Photovoltaikstrom vermarkten am Vortag mit dem Stundenmittelwert z. B. morgens bei kontinuierlich steigender Einspeiseleistung in jeweils den ersten beiden Viertelstunden mehr Strom, als die Anlagen tatsächlich einspeisen und in den letzten beiden weniger. Sie sind jedoch verpflichtet, ihre Bilanz viertelstündlich auszugleichen und tun dies in der Regel am Intraday-Markt. 6 4 2 PV-Vermarkter müssen große Mengen abstoßen 0-2 -4-6 -8 PV-Vermarkter müssen große Mengen zukaufen Abbildung 3: Differenz der stündlichen und viertelstündlichen Mittelwerte der deutschlandweiten PV- Einspeisung als Indikator für die am Intraday-Markt (untertägig) auszugleichende Strommenge ( Differenz aus grauer und blauer Linie in Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.) Ein ähnlicher Effekt wird bei sonnigem Wetter am 20. März die Charakteristik der Intraday- Preise prägen: In der Viertelstunde von 11:00 11:15 Uhr ist nach Abbildung 3 die Differenz zwischen stündlichen und viertelstündlichen Mittelwerten -6,58 GW. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 6

Das bedeutet, dass Vermarkter von Photovoltaikstrom in dieser Zeit insgesamt 1,64 GWh Strom beschaffen müssen mehrheitlich am Intraday-Markt 4. Bei einem durchschnittlichen EPEX- Intraday-Handelsvolumen 5 von 0,86 GWh je Viertelstunde im Februar 2015 (Handelsgebiet Deutschland/Österreich, EPEX 2015) stellt dies eine gewaltige Marktbewegung dar, potenziell können hierdurch folglich sehr hohe Preisspitzen auftreten. In der Viertelstunde von 11:45 12:00 Uhr hingegen beträgt die Differenz +5,31 GW. Das führt dazu, dass Vermarkter von Photovoltaikstrom 1,33 GWh Strom verkaufen wollen, hier werden sehr niedrige bis hin zu stark negative Preise auftreten. Die Preisgrenzen im Intraday-Markt liegen derzeit bei -9.999 und +9.999 /MWh und werden in der Regel nur sehr selten erreicht. Profiteur in einer solchen Situation sind flexible Kraftwerke wie zum Beispiel ein Pumpspeicherkraftwerk: von 11:00 11:30 Uhr kann es im Turbinenbetrieb Strom zu sehr hohen Preisen Strom verkaufen, um von 11:30 12:00 Uhr im Pumpbetrieb den Wasserspeicher wieder sehr günstig aufzufüllen oder bei negativen Preisen mit dem Stromverbrauch der Pumpe gar Geld zu verdienen. Während sich im Day-Ahead-Markt durch die Sonnenfinsternis das Strompreisniveau verschiebt, ergeben sich im Intraday-Markt Veränderungen in der Preisvolatilität und den gehandelten Volumina. Auf das durchschnittliche Strompreisniveau selbst können jedoch bei einer fiktiven Gegenüberstellung von Preisen mit und ohne Sonnenfinsternis keine strukturellen Unterschiede ausgemacht werden. Über die Auswirkungen von Änderungen der Einspeiseprognosen nach der Day-Ahead-Auktion, auch bezüglich der Windeinspeisung während der Sonnenfinsternis, können keine Aussagen abgeleitet werden. 4 Die größten Vermarkter von Photovoltaikstrom sind die Übertragungsnetzbetreiber selbst, die die Photovoltaikmengen der festvergüteten EEG-Anlagen schon allein aus regulatorischen Gründen am Spotmarkt vertreiben. 5 Da jede MWh Strom mehrfach gehandelt wird, steht hinter dem Handelsvolumen ein entsprechend kleinerer physischer Bedarf. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 7

Leistungspreis in EUR/MW 3. REGELLEISTUNGSMÄRKTE Im Regelleistungsmarkt werden Differenzen von Einspeisung und Erzeugung kurzfristig ausgeglichen, insbesondere diejenigen, die in Zeitskalen von unter 15 Minuten auftreten. Die drei Teilmärkte des Regelleistungsmarktes sind Primärregelleistung (PRL), Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL). Die ersten beiden werden durch die Übertragungsnetzbetreiber wöchentlich ausgeschrieben (Mo-So). Für die Woche der Sonnenfinsternis vom 16. bis 22. März haben die Ausschreibungen deutliche Preissteigerungen ergeben. Abbildung 4 und Abbildung 5 zeigen die Ausschreibungsergebnisse sortiert nach Leistungspreisen im Vergleich zu den Ergebnissen der beiden Vorwochen. Die nicht dargestellten Arbeitspreise und die Leistungspreise für negative Sekundärregelleistung zeigen einen ähnlichen Verlauf mit höheren Preisen am rechten Rand der Grafiken. 6.000 5.500 5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 02. bis 08. März 09. bis 15. März 674 MW bezuschlagt 0 200 400 600 800 Primärregelleistung in MW Abbildung 4: Ergebnis der Ausschreibung von Primärregelleistung für die Woche der Sonnenfinsternis (16. bis 22. März) und die beiden vorherigen Wochen zum Vergleich sowie der bezuschlagten/ausgeschriebenen Menge 6 Am 16. März veröffentlichten die Übertragungsnetzbetreiber eine Mitteilung, nach der bei Fortbestehen der sonnigen Wetterprognose für den 20. März weitere Mengen in der SRL (einmalig im Zeitraum 8 bis 14 Uhr) und MRL ausgeschrieben werden. Die genaue Ausschreibungsmenge wird mit Eröffnung der Auktion der jeweiligen Produkte bekannt gegeben. 7 So können die Über- 6 Datenquelle: 50Hertz et al. (2015a): Ausschreibungsübersicht [online] www.regelleistung.net [13.03.2015] 7 Datenquelle: Website der ÜNB www.regelleistung.net [16.03.2015] [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 8

Leistungspreis in EUR/MW tragungsnetzbetreiber bei Kenntnis der Photovoltaikeinspeiseprognose eine adäquate Menge Regelleistung ausschreiben. Da sowohl am Regelleistungsmarkt als auch am Intraday-Markt die Flexibilität von Kraftwerken vergütet wird, stehen Kraftwerke zum Zeitpunkt der Ausschreibung von Primär- und Sekundärregelleistung vor der Entscheidung, in welchem Markt sie ihre Flexibilität (alternativ) anbieten wollen. Ein hoher Leistungspreis im Regelleistungsmarkt deutet folglich darauf hin, dass flexible Anbieter im Intraday-Markt durch eine hohe Preisvolatilität hohe Einnahmen erwarten. Dies bestätigt auch obige Ergebnisse der Analyse des Preiseffekts der Sonnenfinsternis auf den Intraday-Markt. Freilich unterliegen die von Marktteilnehmern erwarteten Mehreinnahmen im Intraday-Markt dem Risiko eines wolkenverhangenen Tages. 1.200 1.000 800 600 400 200 0 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 Positive Sekundärregelleistung in MW 02. bis 08. März 09. bis 15. März Abbildung 5: Ergebnis der Ausschreibung von Sekundärregelleistung für die Woche der Sonnenfinsternis (16. bis 22. März) und die beiden vorherigen Wochen zum Vergleich sowie der bezuschlagten/ausgeschriebenen Menge 8 8 Datenquelle: 50Hertz et al. (2015a): Ausschreibungsübersicht [online] www.regelleistung.net [13.03.2015] [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 9

4. AUSWIRKUNGEN AUF DIE VOLKSWIRTSCHAFT Neben den bisherigen Betrachtungen soll zusätzlich abgeschätzt werden, welche Mehrkosten volkswirtschaftlich durch die Sonnenfinsternis anfallen und ob diese verringert werden können, wenn ein Teil der Solaranlagen am 20. März nicht in den Markt miteingeht. Die Mehrkosten, die durch die Sonnenfinsternis anfallen, wurden grob in 3 Kategorien unterteilt. Einerseits steigen aufgrund der geringeren Solarmengen wie oben dargestellt die Strompreise am Großhandelsmarkt und führen damit zu einer Erhöhung des Tages-Base um rund 1,40 EUR/MWh. Weiterhin sind die Regelleistungspreise der SRL und PRL deutlich über dem Niveau der Vorwochen und spiegeln damit die Risiken und ggf. Strategien der Anbieter wider, die durch die Sonnenfinsternis verursacht werden. Die Übertragungsnetzbetreiber haben zudem mitgeteilt, bei sonnigem Wetter zusätzliche MRL auszuschreiben. Die für diese Mengen anfallenden Leistungspreise gehen zusätzlich in die Kostenbetrachtung ein. Im Falle einer Abschaltung besteht für die Anlagenbetreiber der Solaranlagen ein Vergütungsanspruch für den potenziell erzeugten Strom. Die Kosten im EEG- Fördersystem fallen damit an, ohne dass dem eine Leistung in Form einer Stromlieferung gegenübersteht. Der Vorteil einer Abschaltung von PV-Anlagen besteht in der Reduzierung eventueller Risiken, die sich aus den starken Rampen bei Verdunkelung bzw. bei Wiedererscheinen der Sonne ergeben. Diese Risiken umfassen im schlimmsten Fall einen partiellen Systemausfall, jedoch auch das Risiko sehr hoher und volatiler Marktpreise sowie hoher Kosten aus dem Abruf von Regelleistung, welche sich in den Ausgleichsenergiepreisen widerspiegeln. Es wurde angenommen, dass nicht alle PV-Anlagen vom Netz genommen werden können, sondern nur jene, die fernsteuerbar sind. Dies betrifft 16,25 % der installierten Leistung der PV- Anlagen in Deutschland. 9 Diese Anlagen werden, um Rampen beim Anschalten auch in späteren Stunden zu vermeiden, ganztägig abgeschaltet. Fernsteuerbare Anlagen sind PV-Anlagen in der 9 Von 38,33 MWp sind 6,24 MWp in der Direktvermarktung, damit fernsteuerbar: BSW (2015) und 50Hertz et al. (2015b). [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 10

Direktvermarktung, welche im Durchschnitt eine Vergütung in Höhe von 244 EUR/MWh erhalten. 10 In Abbildung 6 sind die Mehrkosten, die in den einzelnen Kategorien anfallen, dargestellt. Am Großhandelsmarkt sind die Preise aufgrund der fehlenden Solarmengen höher als ohne die Sonnenfinsternis. Bei Abschalten weiterer Solarmengen steigt der Großhandelspreis zusätzlich leicht an. Kosten für Regelleistung sind im Falle einer PV-Abschaltung leicht geringer, da von einem geringeren Mehrbedarf an MRL und geringeren Risikoaufschlägen in den Leistungspreisen der PRL und SRL ausgegangen werden kann. Stark ins Gewicht fallen die Kosten für eine Vergütung von Strom aus PV-Anlagen, der jedoch nicht produziert wird. Diese sorgen für die deutliche Bevorzugung einer Nicht-Abschaltung von fernsteuerbaren Anlagen. 10 Datenquelle: 50Hertz et al. (2014): Prognose der EEG-Umlage [online] www.netztransparenz.de [16.03.2015] [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 11

Mehrkosten am 20.März in Millionen Euro 12 10 9,94 0,46 8 6 4 2 6,42 3,37 0,56 2,81 3,06 0 Nicht abschalten Mehrkosten Markt Mehrkosten Regelleistung Abschalten Mehrkosten EEG-Vergütung Abbildung 6: Vergleich der Mehrkosten, die durch die Sonnenfinsternis anfallen; Szenario Betrieb aller Solaranlagen gegen Szenario mit Teilabschaltung. Je nach Bewertung der Risiken, die sich aus der Sonnenfinsternis bezüglich der Systemstabilität ergeben, und der Risikoreduzierung durch die Abschaltung eines Teils der PV-Anlagen, kann jedoch auch zu einem anderen Ergebnis gelangt werden. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 12

QUELLENVERZEICHNIS Pressemitteilung [online] http://www.amprion.net/pressemitteilung-192 [13.03.2015]. TennetTSO (2015): Sonnenfinsternis am 20. März: Große Herausforderung für die Stabilität des Stromnetzes und die Versorgungssicherheit, Pressemitteilung [online] http://www.tennet.eu/de/ueber-tennet/strom/systemstabilitaet/sonnenfinsternis.html [13.03.2015]. Weniger, Johannes, Joseph Bergner, Tjarko Taden und Volker Quaschning (2014): Einfluss der Sonnenfinsternis im März 2015 auf die Solarstromerzeugung in Deutschland [online] 50Hertz Transmission, Amprion, TransnetBW und Tennet TSO (2014): Prognose der EEG-Umlage 2015 nach AusglMechV Prognosekonzept und Berechnung der Übertragungsnetzbetreiber, [online] http://www.netztransparenz.de/de/file/20141015-veroeffentlichung-eeg-umlage-2015.pdf [16.03.2015]. 50Hertz Transmission, Amprion, TransnetBW und Tennet TSO (2015a): Ausschreibungsübersicht [online] https://www.regelleistung.net/ip/action/ausschreibung/public [13.03.2015]. 50Hertz Transmission, Amprion, TransnetBW und Tennet TSO (2015b): Informationen zur Direktvermarktung nach 20 Abs. 1 EEG2014, [online] https://www.netztransparenz.de/de/file/informationen_zur_direktvermarktung_nach_paragraph2 0_Abs._1_EEG_2014_201503.pdf [13.03.2015]. Amprion (2015): Sonnenfinsternis am 20. März stellt elektrisches System in Europa vor große Herausforderung, http://pvspeicher.htw-berlin.de/wp-content/uploads/2014/10/htw-berlin-studie-einfluss-der- Sonnenfinsternis-im-M%C3%A4rz-2015-auf-die-Solarstromerzeugung-in-Deutschland.pdf [13.03.2015]. BSW (2015): Entwicklung des deutschen PV-Marktes, Stand 28.2.2015, [online] http://www.solarwirtschaft.de/fileadmin/media/pdf/bnetza-daten_jan_2015_kurz.pdf [13.03.2015]. EPEX (2015): PRESS RELEASE: Power Trading Results of February 2015 [online] http://www.epexspot.com/de/presse/press-archive [16.03.2015] [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 13

KURZPORTRAIT ENERGY BRAINPOOL Energy Brainpool ist der unabhängige Marktspezialist für die Energiebranche mit Fokus auf den Strom- und Energiehandel in Europa. Unsere Expertise umfasst die Analyse, Prognose und Modellierung der Energiemärkte und -preise, wissenschaftliche und praxisnahe Studien, individuelle Beratungsangebote sowie Training und Experten-Schulungen für die Energiebranche. Seit mehr als zehn Jahren verbinden wir Wissen und Kompetenz mit Praxiserfahrung im Bereich der regelbaren und fluktuierenden Energien. UNSERE PHILOSOPHIE Neutralität und Verlässlichkeit sowie unser tiefes Verständnis der Energiebranche und Energiemärkte bilden die Grundlage für die Lösung Ihrer Herausforderungen. Als kompetenter Partner vereinen wir Dienstleistungen für alle Themen des Strom- und Energiehandels aus einer Hand. Unser Ziel ist es, gemeinsam mit Ihnen die Weichen für Ihre Zukunft zu stellen. Unsere Dienstleistungen sind individuell auf Ihre Bedürfnisse abgestimmt und unterstützen Sie bei der Effizienzsteigerung durch die Optimierung bestehender und die Erschließung neuer Geschäftsmodelle, Planungssicherheit zur Durchführung Ihrer Projekte, Erlössteigerung und Reduzierung von Risiken sowie bei Eintritt und Positionierung in einem sich wandelnden Marktumfeld. INDIVIDUELLE PRODUKTE UND DIENSTLEISTUNGEN Unsere Vorgehensweise, Modelle und Tools haben sich während unserer langjährigen Tätigkeit am Markt etabliert. Im Bereich der Analyse bieten wir mit unserem fundamentalen Energiemarktmodell Power2Sim langfristige Strompreisprognosen und -szenarien bis 2050. Unsere Spotpreisprognose dient zur Kurzfristprognose des Spotmarkts für die Kraftwerkseinsatzplanung. Stetige Marktbeobachtung sowie wirtschaftliches und politisches Know-how helfen uns, unsere Analysemodelle zu optimieren und dabei stets aktuelle Trends abzubilden. Als Marktspezialisten liefern wir strategische und operative Beratung mit klarem Fokus auf die Energiebranche. Unsere Stärken liegen in Themen der Markttransformation mit steigendem [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 14

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IMPRESSUM Autoren: Marie-Louise Heddrich Fabian Huneke Herausgeber: Energy Brainpool GmbH & Co. KG Brandenburgische Straße 86/87 10713 Berlin www.energybrainpool.com kontakt@energybrainpool.com Tel.: +49 (30) 76 76 54-10 Fax: +49 (30) 76 76 54-20 März 2015 Energy Brainpool GmbH & Co. KG, Berlin Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne die Zustimmung des Herausgebers unzulässig und strafbar. Das gilt vor allem für Vervielfältigungen in irgendeiner Form (Fotokopie, Mikrokopie oder ein anderes Verfahren), Übersetzung und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Für die Richtigkeit und Vollständigkeit der Inhalte findet eine Haftung ohne Rücksicht auf die Rechtsnatur des Anspruchs nicht statt. Sämtliche Entscheidungen, die auf Grund der bereitgestellten Informationen durch den Leser getroffen werden, fallen in seinen Verantwortungsbereich. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 16