Datum 24. August 2015. Ort. Leipzig. Dokumentversion 0001A

Stellungnahme der Ein Strommarkt für die Energiewende Ergebnispapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Weißbuch) Datum 24. August 2015 Ort Dokumentversion Leipzig 0001A

Inhaltsverzeichnis 1. Einführung und Zusammenfassung... 2 2. Neue Produkte für den Strommarkt 2.0... 4 3. Bewertung der Maßnahmen zur Umsetzung des Strommarktes 2.0... 7 3.1. Baustein 1: Stärkere Marktmechanismen... 7 3.2. Baustein 2: Flexible und effiziente Stromversorgung... 8 3.3. Baustein 3: Zusätzliche Absicherung... 12 4. Zukünftige Handlungsfelder... 13 Über EEX: Die European Energy Exchange (EEX) ist die führende europäische Energiebörse. Sie entwickelt, betreibt und vernetzt sichere, liquide und transparente Märkte für Energie und Commodity- Produkte. An der EEX werden Kontrakte auf Strom, Kohle und Emissionsberechtigungen sowie Fracht- und Agrarprodukte gehandelt oder zum Clearing registriert. Zur EEX-Gruppe gehören weiterhin EPEX SPOT (inkl. APXBelpex), Powernext, Cleartrade Exchange (CLTX) und Gaspoint Nordic. Clearing und Abwicklung der Handelsgeschäfte übernimmt das Clearinghaus European Commodity Clearing (ECC). Seite 1

1. Einführung und Zusammenfassung Die (EEX) begrüßt das vorgelegte Weißbuch Ein Strommarkt für die Energiewende Ergebnispapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie und unterstützt den Großteil der Aussagen und vorgeschlagenen Maßnahmen. Die EEX ist in vielfacher Hinsicht von der Debatte über das Design der Strommärke betroffen. Daher nehmen wir wie auch schon bei der Grünbuch-Konsultation die Gelegenheit zur Stellungnahme wahr. Die EEX bekennt sich zur Energiewende in Deutschland. Der Energiehandel und insbesondere die Energiebörsen haben bereits einen wesentlichen Beitrag zum Gelingen der Transformation des Energiesystems geleistet. Angesichts der Herausforderungen, die sich aus dem fortschreitenden Ausbau erneuerbarer Energien ergeben, ist es aus unserer Sicht gleichwohl wichtig, den Strommarkt auf ein langfristig solides Fundament zu stellen. Im Sinne eines liberalisierten Energiemarktes müssen Marktmechanismen und Wettbewerb dabei an erster Stelle stehen. Die folgenden Punkte sind dabei aus unserer Sicht von besonderer Bedeutung. Grundsatzentscheidung für den Strommarkt 2.0 ist positiv Wir bewerten die politische Grundsatzentscheidung, dass es keinen Kapazitätsmarkt in Deutschland geben wird, positiv. Damit wird die Bedeutung des Strommarkt 2.0 unterstrichen. Ebenso, wie im Weißbuch tituliert, sind wir davon überzeugt, dass die Versorgungssicherheit in Deutschland mit einer Weiterentwicklung des Strommarktes hin zu einem Strommarkt 2.0 gewährleistet werden kann. Strommarkt 2.0 braucht neue Produkte Zur Weiterentwicklung und Optimierung des Strommarktes gehören auch neue Produkte, die dazu beitragen, die Herausforderungen der Energiewende erfolgreich zu meistern und die Integration von erneuerbaren Energien weiter voranzutreiben. Voraussetzung dafür ist, dass die politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen stimmen. Als öffentlich-rechtliche Börse und größter europäischer Marktplatz für Energie ist es der EEX ein wichtiges Anliegen, ihren Teil zur Weiterentwicklung des Marktdesigns beizutragen. Nachdem die EEX Anfang des Jahres ein erstes Konzeptpapier für konkrete Produktvorschläge so genannte Energiewendeprodukte vorgestellt hat, wird der Handel mit sog. Cap-Futures am 14. September 2015 starten. Das erste Kapitel dieser Stellungnahme ist daher dem Thema Neue Produkte für den Strommarkt 2.0 noch vor der Bewertung der Maßnahmen zur Umsetzung des Strommarktes 2.0 gewidmet. Potenziale des europäischen Binnenmarktes nutzen Die Weiterentwicklung des Strommarktes sollte nicht rein national, sondern vielmehr europäisch betrachtet werden. Dabei müssen vor allem die Tatsache eines in weiten Teilen europäisch integrierten Strommarktes und die Vorteile des grenzüberschreitendenden Handels in die Überlegungen miteinbezogen werden. Die im Juli verabschiedete CACM Richtlinie sowie das im Juni 2015 zwischen Deutschland und seinen elektrischen Nachbarn vereinbarte Bündel von Maßnahmen, die Joint Declaration for Regional Cooperation on Security of Electricity Supply in the Framework of the Internal Energy Market sind dabei von zentraler Bedeutung. Seite 2

Eine große Preiszone ist für den Übergang zum Strommarkt 2.0 erforderlich Die zentrale Voraussetzung für die Weiterentwicklung des Marktdesigns und den Erfolg der im Weißbuch vorgeschlagenen Maßnahmen sind große zusammenhängende Marktgebiete, in denen Strom engpassfrei gehandelt werden kann. Je größer ein Marktgebiet ist, desto besser lassen sich Erzeugung und Verbrauch zusammenbringen. Ein unzureichender Netzausbau innerhalb Deutschlands führt nicht nur zu angespannten Netzsituationen, sondern kann auch eine Aufteilung der bewährten deutsch-österreichischen Preiszone nach sich ziehen. Anstatt die Energiemärkte weiter zu integrieren, käme es zu einer Spaltung, die zu einem Verlust von Liquidität am deutschen Strommarkt führen und damit die Kosten des Handels und letztlich die Preise für den Endverbraucher erhöhen würde. Ein klarer Rückschritt bei der europäischen Integration der Strommärkte. Eine Studie von Consentec 1, die im Auftrag von EEX und EPEX SPOT erstellt wurde, kommt zudem zu dem Ergebnis, dass bei einer Aufteilung der deutsch-österreichischen Gebotszone die Gesamtkosten für die Stromerzeugung um bis zu 100 Millionen Euro pro Jahr steigen können. Schaffung einer neuen nationalen Transparenzplattform ist nicht notwendig Die EEX begrüßt die im Weißbuch genannte Zielsetzung, transparente und aktuelle Daten im Rahmen einer Online-Plattform zum Strommarkt bereitzustellen. Mit der vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie 2007/2008 initiierten und seitdem kontinuierlich weiterentwickelten EEX- Transparenzplattform (www.transparency-eex.com) existiert eine solche bereits. Für eine wie vorgeschlagen zusätzliche Transparenzplattform Strommarktdaten sehen wir daher grundsätzlich keinen Bedarf. Vielmehr kann die bereits vorhandene EEX-Transparenzplattform weiter entwickelt werden. 1 Economic efficiency analysis of introducing smaller bidding zones, Consentec, 2015. Seite 3

2. Neue Produkte für den Strommarkt 2.0 Der Ausbau der erneuerbaren Energien führt nicht nur zu einer veränderten Erzeugungs- und Laststruktur, sondern auch zu neuen Preis-, Volumen- und Produktionsrisiken. Um diese Risiken am Markt absichern zu können, entwickelt die EEX-Gruppe zusammen mit ihren Marktteilnehmern neue Produkte. Im Dialog mit Teilnehmern unterschiedlicher Interessenlagen, z.b. Direktvermarktern, konventionellen Kraftwerksbetreibern, kleinen Stadtwerken und großen Energieversorgern, werden wichtige Erkenntnisse gewonnen, die mittelfristig zur Weiterentwicklung und Verbesserung der Produkte führen. 2.1 Status des Handels mit Cap-Futures Eine erste Initiative stellt der von EEX und EPEX SPOT entwickelte, auch im Weißbuch in Kapitel 4.2 vorgestellte, German Intraday Cap Future dar. Der German Intraday Cap Future ist ein Terminkontrakt, mit dem sich Handelsteilnehmer ab dem 14. September 2015 gegen Preisspitzen am deutschen Intraday-Markt absichern können. Dabei findet keine physische Erfüllung statt. Der Cap-Future ist ein finanziell erfüllter Kontrakt ohne Kopplung an den Kauf oder Verkauf von Strom. Ziel ist, einen Referenzpreis für Flexibilität im deutschen Strommarkt zu etablieren. Definition des ID 3 -Price Der Cap-Future ist ein Derivat auf den kontinuierlichen Intraday-Markt. Da es im Gegensatz zur Day-Ahead-Auktion am Intraday-Markt keinen Einheitspreis gibt, berechnet EPEX SPOT für jede Lieferstunde einen Referenzpreis, den ID 3 -Price, der die Knappheitspreise kurz vor Lieferung abbildet. Vergleichbar dem jetzt schon von EPEX SPOT veröffentlichten volumengewichteten Durchschnittspreis, ist der ID 3 -Price ein volumengewichteter Durchschnitt aller Transaktionen der jeweiligen Lieferstunden über alle Handelsgeschäfte, die innerhalb der letzten drei Stunden vor Lieferung getätigt werden. Funktionsweise Cap-Futures Da die zunehmende Erzeugung fluktuierender erneuerbarer Energien nicht verlässlich planbar ist, können Preisspitzen am deutschen Intraday-Markt als Folge von Prognoseungenauigkeiten auftreten. Vermarkter von Windenergie können sich mit dem Cap-Future beispielsweise gegen hohe Preise für Ausgleichskäufe absichern, falls der Windertrag geringer als erwartet ausfällt. Betreiber konventioneller, flexibler Kraftwerke dagegen können sich die zu erwartenden Preisspitzen vorab sichern und somit die aus Preisspitzen zu erwartenden Einnahmen verstetigen. Die Auszahlungsschwelle für den Cap-Future beträgt derzeit 60 Euro/MWh. Dieser Schwellenwert ( Cap ) bezieht sich auf den Intraday-Markt. Liegt der Referenzpreis am Intraday-Markt bei über 60 Euro/MWh erhält der Käufer des Cap-Futures vom Verkäufer eine Auszahlung. Die Höhe der Auszahlung entspricht der Differenz zwischen dem Cap von 60 Euro/MWh und dem Referenzpreis für die entsprechenden Stunden. Als Referenzpreis dient dabei der ID 3 -Price. Definition der Auszahlungsschwelle ( Cap ) von 60 Euro/ MWh Bei der Festlegung der Auszahlungsschwelle hat sich die EEX an den historischen Preisen der deutsch-österreichischen Day-Ahead-Auktion der EPEX SPOT orientiert. Im Jahr 2014 lagen ca. 1% der Auktionspreise oberhalb von 65 Euro/MWh und ca. 2% der Preise oberhalb von 61 Eu- Seite 4

ro/mwh, oder anders ausgedrückt: 87 Stunden gab es einen Preis von mehr als 65 Euro/MWh und 170 Stunden einen Preis von mehr als 61 Euro/MWh im Jahr. Im Schnitt lag der Preis in drei Stunden in der Woche bei über 60 Euro/MWh. Mit der Festlegung der Schwelle auf 60 Euro/MWh ist sichergestellt, dass der Cap-Future einerseits nur Stunden mit Preisspitzen am deutschen Intraday-Markt erfasst, andererseits aber regelmäßig eine Auszahlung aus dem Cap-Future zu erwarten ist. 2.2 Neue Produktideen zur Weiterentwicklung der Cap-Futures Ausgehend von den Cap-Futures arbeitet die EEX daran, ihre Produktpalette weiter zu entwickeln. Abhängig von der Akzeptanz des Marktes und den regulatorischen und politischen Rahmenbedingungen, stehen folgende Entwicklungsbereiche im Fokus: Einführung des Cap-Futures in anderen europäischen Marktgebieten Der Ausbau der erneuerbaren Energien in anderen europäischen Ländern führt auch in den dortigen Märkten zu einem Bedarf an neuen Produkten. Aufgrund der vergleichbaren Marktstrukturen und der starken Verzahnung von nationalen Spot- und Terminmärkten können die zunächst in Deutschland eingeführten Energiewendeprodukte schrittweise auch in anderen europäischen Märkten zum Handel angeboten werden. Anwendung des Cap-Future-Prinzips auf negative Preise ( Negativer Cap-Future ) Anstelle des Hochpreissegments referenziert dieser Kontrakt auf das Tiefpreissegment des deutschen Intraday-Marktes. Cap-Futures für die Besicherung von Tiefpreisen können insbesondere für die effektive Vermarktung von Speichern auf Termin eine Rolle übernehmen. Speicherbetreiber kaufen in der Tiefpreisphase und verkaufen in der Hochpreisphase. Zurzeit sind diese beiden Segmente am Terminmarkt nur in Peak- und Off-Peak-Profilen handelbar ein Speicherbetreiber würde also Off-Peak kaufen und Peak verkaufen. Durch den starken Einfluss der erneuerbaren Energien auf die Spotpreise, insbesondere durch die hohe Solarstromproduktion zur Mittagszeit, ist die Differenz zwischen Peak- und Off-Peak-Preisen oft nicht mehr derart hoch. An Wochenenden liegen Peak-Preise sogar oftmals unter den Off-Peak- Preisen, so dass ein Speicher nicht wirtschaftlich betrieben werden kann. Mit den negativen Cap-Futures, die explizit auf Preise und nicht auf spezielle Stundenprofile referenzieren, kann für Speicherbetreiber eine zusätzliche Erlösquelle am Intraday-Markt erschlossen werden. Anwendung des Cap-Future-Prinzips auf den Day-Ahead-Markt ( Spotmarkt-Cap- Future ) Mit einem Spotmarkt-Cap-Future wird dem Umstand Rechnung getragen, dass Preisspitzen nicht nur am Intraday-Markt sondern auch in den Hoch- und Tiefpreisphasen der Day- Ahead-Märkte an Bedeutung gewinnen. Solche Preisspitzen können zu jeder Tages- oder Nachtzeit auftreten. Ein Cap-Future auf den Day-Ahead-Preis ermöglicht Akteuren, die in bestimmten Preissegmenten des Spotmarktes aktiv sind, ihre Produktion bzw. Nachfrage auf Termin zu handeln. Ein Händler, dessen Kapazitäten als limitierte Gebote mit z.b. 60 /MWh in der Day-Ahead-Auktion vermarktet werden, kann sich die erwarteten Preise vorab auf Termin sichern. Ein solches Produkt ermöglicht insbesondere Direktvermarktern eine bessere Absicherung der Preisdifferenzen von Day-Ahead-Auktion zu Intraday-Markt. Seite 5

Solche Preisdifferenzen stellen aufgrund der unsicheren Vortagesprognosen, die für die Vermarktung am Day-Ahead-Markt als Grundlage dienen, ein wesentliches Risiko dar. 2.3 Geplante Produkte: Wetterderivate Beginnend mit Wind Power Futures, wird die EEX ein Produktsegment erschließen mit dem eine weitere Möglichkeit geboten wird, sich gegen wetterbedingte Produktionsrisiken abzusichern. Dahinter steht die Überlegung, dass der Fördermechanismus des EEG nur produzierten Strom vergütet, nicht jedoch installierte Kapazität. Weht kein Wind und scheint keine Sonne entsteht für den Betreiber einer Anlage für erneuerbare Energien ein signifikantes finanzielles Risiko. Mit Wetterderivaten, die z.b. auf die produzierte Wind- oder Solarstrommenge referenzieren, können diese Risiken gehandelt und abgesichert werden. 2.4 Handel mit Herkunftsnachweisen Seit Juni 2013 ist an der EEX auch der Handel mit Herkunftsnachweisen (HKN) für Strom aus erneuerbaren Energiequellen möglich. Damit ist sie die erste Börse in Europa, die diesen Handel an einem geregelten Markt anbietet, der bisher ausschließlich außerbörslich am OTC-Markt ablief. Vorteile des börslichen Handels sind insbesondere die Bündelung der Liquidität und der diskriminierungsfreie Zugang zu diesem Markt. Die EEX sorgt auf diesem Markt damit zum ersten Mal für Preistransparenz und damit die Bildung eines Referenzpreises. Mit dem Nachweis, wo der Strom produziert wird, kann die Akzeptanz von Erzeugungsanlagen vor Ort gefördert werden. Wie das zunehmende Angebot an Ökostromtarifen zeigt, besteht eine messbare Nachfrage nach explizit gekennzeichnetem Grünstrom. Der Entwicklung des börslichen HKN-Handels steht aber das sog. Doppelvermarktungsverbots entgegen. Anlagen sollten in der Tat keine doppelte Förderung erhalten, die Zahlungsbereitschaft für grünen Strom auf der anderen Seite aber gehoben werden. Daraus resultierende Einnahmen könnten dann beispielsweise dazu verwendet werden, die EEG-Umlage zu senken. Das starre Doppelvermarktungsverbot verhindert dies zurzeit. Seite 6

3. Bewertung der Maßnahmen zur Umsetzung des Strommarktes 2.0 Bei Maßnahmen, die sich vornehmlich auf Spotmärkte für Strom beziehen, verweisen wir auf die Stellungnahme der EPEX SPOT. Die Struktur dieses Kapitels entspricht der Struktur des Weißbuchs. 3.1. Baustein 1: Stärkere Marktmechanismen Marktmechanismen sind das Kernstück der Liberalisierung und ermöglichen eine kosteneffiziente Versorgung mit Strom. Dabei steuern wettbewerbliche Preise in der kurzen Frist die Einsatzentscheidung von Erzeugungsanlagen und in der langen Frist Investitionsentscheidungen. Beides ist für eine kostenminimale Bereitstellung von Strom erforderlich. Maßnahme 1: Freie Preisbildung am Strommarkt garantieren Die EEX begrüßt die Entscheidung, die freie Preisbildung als Kernziel in das Energiewirtschaftsgesetz aufzunehmen. Es ist zudem unbedingt erforderlich, diese Vorgabe mit den europäischen Nachbarstaaten zu koordinieren, so dass der grenzüberschreitende Handel nicht beeinträchtigt wird. Wie im Weißbuch dargestellt, dürfen Preisobergrenzen auch nicht indirekt wirken (zum Beispiel durch eine strategische Reserve, die ab einem bestimmten Marktpreis eingesetzt wird). Vorhandene Preislimits an Energiebörsen sind rein technischer Natur und können bei Bedarf angepasst werden. Die freie Bildung von Marktpreisen ist der Motor für den Strommarkt 2.0. Das Preisniveau spielt vor allem für die Finanzierung von konventionellen Kraftwerken eine wichtige Rolle. Für das Funktionieren des Strommarkt 2.0 ist es zwingend erforderlich, dass Preise in einzelnen Stunden auch oberhalb der Grenzkosten von konventionellen Kraftwerken liegen dürfen. Nur so können auch Spitzenlast-Kraftwerke, wie beispielsweise Gasturbinen, ihre Fixkosten decken. Daher ist eine glaubhafte Versicherung, auch bei hohen Preisen nicht in die Preisbildung einzugreifen, unerlässlich. Die Volatilität der Preise und die Differenz zwischen den höchsten und niedrigsten Preisen bestimmen, ob es sich lohnt, in Speicher zu investieren oder vorhandene Potenziale bei der Lastverschiebung zu erschließen. Kernstück des Strommarkt 2.0 ist die Erschließung von Nachfrageflexibilität, wofür Preisvolatilität eine notwendige Voraussetzung ist. Wir beobachten heute, dass die Marktpreise vorhandene oder fehlende Flexibilität korrekt widerspiegeln. Diese Steuerungswirkung der Preise darf nicht beeinträchtigt werden. Maßnahmen, die auf eine Dynamisierung fixer Strompreiskomponenten abzielen, wirken verfälschend. So wird beispielsweise diskutiert, die Höhe der EEG-Umlage an stündliche Börsen-Strompreise zu koppeln, um Anreize zu schaffen, Strom verstärkt in Zeiten niedriger Preise zu verbrauchen. Dies führt aber zu einer willkürlichen Veränderung der Preisstruktur und verzerrt Anreize für Endverbraucher. Maßnahme 2: Kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht transparenter machen Keine Antwort Seite 7

Maßnahmen 3 und 4: Bilanzkreistreue stärken und Bilanzkreise für jede Viertelstunde abrechnen Siehe Stellungnahme der EPEX SPOT 3.2. Baustein 2: Flexible und effiziente Stromversorgung Die Einbettung von flexibler Stromerzeugung und der Bewirtschaftung der Infrastruktur in den europäischen Binnenmarkt für Strom wirkt effizienzsteigernd. Für eine flexible Stromerzeugung müssen Anreize geschaffen werden, Nachfrageflexibilität zu vermarkten. Die Weiterentwicklung der Regelenergiemärkte und ihre Öffnung für grenzüberschreitende Anbieter tragen zu diesem Ziel bei. Maßnahme 5: Weiterentwicklung des Strommarktes europäisch einbetten Die EEX befürwortet die weitere Integration der nationalen Strommärkte hin zu einem europäischen Binnenmarkt. Ein wichtiger Schritt ist dabei das im Juni 2015 zwischen Deutschland und seinen elektrischen Nachbarn vereinbarte Bündel von Maßnahmen, die Joint Declaration for Regional Cooperation on Security of Electricity Supply in the Framework of the Internal Energy Market. Hervorzuheben sind hier insbesondere: das Verbot der Einführung verbindlicher Preisobergrenzen, die Vereinbarung, grenzüberschreitenden Handel auch in Zeiten hoher Preise nicht zu beeinträchtigen, die Entwicklung einer gemeinsamen Methodik zur Berechnung der Versorgungssicherheit. Aus unserer Sicht müssen Synergieeffekte vollständig gehoben werden, die der europäische Verbund ermöglicht. Das führt zu einer effizienten Bewirtschaftung der Stromerzeugungskapazitäten in den Mitgliedsstaaten und zu einer effizienten Bereitstellung von Versorgungssicherheit. Gemeinsam mit EPEX SPOT arbeiten wir auf eine vollständige Integration der europäischen Märkte hin und sind diesem Ziel in den vergangenen Jahren insbesondere durch das sog. Market- Coupling deutlich näher gekommen (siehe auch Stellungnahme der EPEX SPOT). Mit der im Juli verabschiedeten CACM Richtlinie wurde bei der Kopplung der europäischen Strommärkte ein wichtiger Meilenstein erreicht. Deshalb sehen wir die aktuelle Diskussion zur Aufteilung der deutsch-österreichischen Preiszone sehr kritisch, sei es, dass diese innerhalb von Deutschland oder an der Grenze zu Österreich vorgenommen wird. Aus Sicht der EEX brächte eine Marktaufteilung vor allem die reale Gefahr einer sinkenden Liquidität am Strom-Spotmarkt mit sich. Der am Spotmarkt der EPEX SPOT täglich festgestellte einheitliche Strompreisindex Phelix würde seine Referenzpreiswirkung einbüßen. Es würden regional unterschiedliche Strompreise in Deutschland und Österreich entstehen, abhängig von der jeweiligen Erzeugungs- und Netzsituation. Vor dem Hintergrund von auf Großhandelsebene oftmals übereinstimmenden Preisen in Europa kann ein Schritt, der sogar innerhalb Deutschlands zu divergierenden Strompreisen führen könnte, nicht erwünscht sein. Wenn zudem die physische Stromlieferung aufgrund mangelnder Liquidität durch kleinere Preiszonen spürbar erschwert wird, besteht die Gefahr, dass die Handelsteilnehmer nicht mehr schnell und effektiv genug auf Veränderungen bei Produktion und Verbrauch reagieren können und somit der Markt als Ganzes in seiner Funktionsweise bedroht ist. Seite 8

Ein weiteres Argument gegen die Aufspaltung der Preiszone ist, dass der Phelix Abrechnungsgrundlage für den Strom-Terminmarkt ist: Dieser Markt dient Produzenten und Verbrauchern sowie Banken und Brokern zur Absicherung ihrer langfristigen Strompreis- und Mengenrisiken. Ohne den robusten, auf einem liquiden Markt beruhenden Preisindex Phelix wäre der Strom-Terminmarkt akut in Gefahr. Eine Studie von Consentec 2, die im Auftrag von EEX und EPEX SPOT erstellt wurde, kommt zu dem Ergebnis, dass die Aufteilung der deutsch-österreichischen Preiszone zwar einerseits Redispatch-Kosten innerhalb dieser Preiszone in einigen Fällen senken kann; eine integrierte Betrachtung des Gesamtnetzes zeigt aber, dass laufende wirtschaftliche Verluste durch Ungewissheiten bei der Bestimmung der Gesamtübertragungskapazität zwischen den kleineren Zonen entstehen. Wiegt man die beiden Kostenfaktoren gegeneinander auf so zeigt die Studie ließe eine Aufteilung der deutsch-österreichischen Gebotszone die Gesamtkosten für die Stromerzeugung um bis zu 100 Millionen Euro pro Jahr steigen. Zusätzlich Nachteile, wie steigende Marktmacht und sinkende Liquidität in den verkleinerten Gebotszonen, wurden dabei noch nicht berücksichtigt. Maßnahme 6: Regelleistungsmärkte für neue Anbieter öffnen Siehe Stellungnahme der EPEX SPOT Maßnahmen 7 und 8: Zielmodell für staatlich veranlasste Preisbestandteile und Netzentgelte entwickeln / Besondere Netzentgelte für mehr Lastflexibilität öffnen Im Strommarkt 2.0 gelten neue Paradigmen hinsichtlich der Einsatzentscheidung von Erzeugungskapazitäten. Aufgrund der volatilen Einspeisung erneuerbarer Energien wird die Steuerungswirkung des Preissignals insbesondere für die Nachfrager von Strom zunehmend wichtiger (Stichwort: Demand-side Management). Gleichzeitig entfaltet der Preis der Vortagesauktion in der deutsch-österreichischen Preiszone eine deutlich größere Referenzwirkung in Bezug auf die Versorgungssicherheit, nicht nur in Deutschland, sondern europaweit. Das führt zu der Notwendigkeit, den Strommarkt 2.0 so zu gestalten, dass Preissignale von Termin- bis Intraday-Märkten die Handelsteilnehmer möglichst unverfälscht erreichen. Nur so kann eine rationale Einsatzentscheidung aufgrund der im Preissignal reflektierten, momentanen Verfügbarkeit von Erzeugung und Last getroffen werden. Die Reaktion der Nachfrage auf das Preissignal führt zu systemdienlichem Verhalten der Handelsteilnehmer: In Hochpreissituationen wird der Verbrauch reduziert und in Tiefpreisphasen erhöht. Eine hohe Last bedeutet nicht automatisch eine hohe Belastung des Systems in Zeiten eines Produktionsüberschusses, am Markt durch negative Preise abgebildet, ist eine Lasterhöhung für die Systemstabilität sogar notwendig. Die Netzentgelte dürfen dieses Verhalten nicht durch starre Rahmenbedingungen behindern. Maßnahme 9: Netzentgeltsystematik weiterentwickeln Keine Antwort 2 Economic efficiency analysis of introducing smaller bidding zones, Consentec, 2015. Seite 9

Maßnahme 10: Regeln für die Aggregation flexibler Stromverbraucher klären EEX befürwortet das Vorhaben, flexiblen Stromverbrauchern durch Aggregation die Möglichkeit zu geben, an den Strommärkten teilzunehmen. Die Entwicklung hin zum Strommarkt 2.0 erfordert, die Erschließung neuer Potenziale für Nachfrageflexibilität. Davon betroffen sind neben der energieintensiven Industrie auch Nachfrager kleinerer und mittlerer Größe. So können grundsätzlich auch Haushaltsanwendungen gebündelt werden, um ihre Flexibilität vermarkten zu können. Für Stromnachfrager mittlerer Größe gibt es ebenfalls Prozesse, die sich flexibel steuern lassen, beispielsweise Notstromaggregate so wie Kühl- und Wärmeprozesse. Ein Dienstleister kann die Bündelung vieler kleiner Anlagen übernehmen, sofern er darin ein Geschäftsmodell erkennt. Dafür muss aber sichergestellt werden, dass die regulatorischen Rahmenbedingungen und finanziellen Anreize eine solche Bündelung ermöglichen. Insbesondere die Verschiebung von Last ist ein komplizierter Prozess, da eine systemdienliche Lastreduktion eine spätere Lasterhöhung bedingt, die möglicherweise nicht systemdienlich ist (und nicht prognostizierbar). Beispielsweise kann die Leistungsaufnahme eines Kühlprozesses vorübergehend reduziert werden, so dass Leistung frei wird, welches wie die Bereitstellung positiver Regelenergie wirkt. Diese Leistung muss aber später nachgeholt werden, da sonst die Temperatur im Kühlkreislauf steigt. Diese Nachholung entspricht dann einer unerwarteten Nachfrage nach Strom, was wiederum den Abruf positiver Regelleistung erfordern kann. Maßnahme 11: Verbreitung der Elektromobilität unterstützen Keine Antwort Maßnahme 12: Vermarktung von Netzersatzanlagen ermöglichen Keine Antwort Maßnahme 13: Smart Meter schrittweise einführen Die Einführung von Smart Metern ist ein wichtiger Schritt. Wenn dem Preissignal im Strommarkt 2.0, wie im Weißbuch formuliert, eine größere Steuerungswirkung als bisher beigemessen wird, dann muss auch sichergestellt werden, dass möglichst viele Handelsteilnehmer auf dieses Signal reagieren können. Grundvoraussetzungen sind dabei der intelligente Ausbau der Verteilnetze, der vermehrte Einsatz von Smart Metern bei größeren, insbesondere steuerbaren Verbrauchern und die Installation von EDV-Systemen zur Verarbeitung der angefallenen Daten. Letzteres ist sowohl für die Kunden und die eigentliche Strombeschaffung, als auch für die Netzbetreiber zur Synchronisierung der deutlich volatileren Einspeise- und Lastprofile notwendig. Das Lastverschiebepotential von Haushalten wird durch eine präzise Messung des Verbrauchs, z.b. durch Smart Meter, erschlossen. Eine Modellierung durch Standardlastprofile ignoriert dagegen den sich gerade vollziehenden Wandel des Verbrauchsverhaltens. Maßnahme 14: Netzausbaubedarf durch Spitzenkappung von Erneuerbare-Energien- Anlagen reduzieren Keine Antwort Maßnahme 15: Mindesterzeugung evaluieren Seite 10

Zurzeit existieren erhebliche Überkapazitäten im deutschen Stromversorgungssystem. Die Mindesterzeugung im System ist also höher, als es für das Sicherstellen der Versorgungssicherheit nötig wäre. Der Umbau der Stromversorgung zu mehr Flexibilität erfordert, dass auch diese Mindesterzeugung einen Beitrag leistet. Deshalb ist es entscheidend, dass diese schrittweise reduziert wird. Ein transparenter, umfassender Prozess zur regelmäßigen Bewertung, beispielsweise der zweijährliche Bericht der Bundesnetzagentur, ist dafür eine gute Grundlage dafür. Der Bericht sollte konkrete Maßnahmen und einen Zeitplan vorschlagen, mit deren Hilfe die Mindesterzeugung effizient gesenkt werden kann. Die Frage nach der Senkung der Mindesterzeugung darf nicht isoliert betrachtet werden. Sie kann durch weitere Maßnahmen unterstützt werden, um das Ziel eines flexiblen Strommarktes effizient zu erreichen. Ein wichtiges Element ist der Ausbau von Speichertechnologien. Werden die Speichermöglichkeiten erweitert, kann eine kleinere Anzahl von fossilen Kraftwerken die nötige Flexibilität für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit bereitstellen. Damit verringert sich auch die Mindesterzeugung. Maßnahme 16: Kraft-Wärme-Kopplung in den Strommarkt integrieren Keine Antwort Maßnahme 17: Mehr Transparenz über Strommarktdaten schaffen Die EEX begrüßt grundsätzlich die im Weißbuch genannte Zielsetzung, transparente und aktuelle Daten im Rahmen einer Online-Plattform zum Strommarkt bereitzustellen. Eine solche besteht aus unserer Sicht jedoch mit der EEX-Transparenzplattform (www.eex-transparency.com) bereits. Diese wurde durch das Bundeswirtschaftsministeriums 2007/2008 initiiert und gemeinsam mit den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern, den Verbänden BDEW, VKU und VIK sowie der Bundesnetzagentur entwickelt und aufgebaut. Seitdem ist sie kontinuierlich ausgebaut und weiterentwickelt worden und ist sowohl im Markt, bei den Regulierern und der interessierten Öffentlichkeit als zentrale Online-Plattform anerkannt. Die EEX-Transparenzplattform umfasst die Veröffentlichung von rund 50 Unternehmen aus sieben Ländern. Mehr als 50 000 unterschiedliche Nutzer gehen jeden Monat auf die Website der EEX- Transparenzplattform und nutzen das umfangreiche Datenangebot. Weitere rund 200 professionelle Datenkunden, einschließlich der Wissenschaft, greifen automatisiert auf die Daten zu und erstellen darauf basierend weitere Datenprodukte für Dritte. Damit schafft die Plattform anerkanntermaßen die notwendige Transparenz für den Energiemarkt und seine Marktteilnehmer sowie für die Wissenschaft und zahlreiche weitere Akteure. Eine zusätzliche Plattform für diese Zielgruppen erscheint nicht nur überflüssig, sondern sogar kontraproduktiv. Sie würde den bestehenden Nutzerkreis zwingen, eine weitere Datenquelle zu evaluieren. Einer Weiterentwicklung der EEX-Transparenzplattform zusammen mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie und der Energiebranche steht die EEX positiv gegenüber. Seite 11

3.3. Baustein 3: Zusätzliche Absicherung Die EEX ist überzeugt, dass der Strommarkt 2.0 Versorgungssicherheit gewährleisten kann. In einer Übergangsphase kann es aber sinnvoll sein, alte Kraftwerke zunächst in eine Kapazitätsreserve zu überführen, bevor sie stillgelegt werden. Die Netzreserve ist angesichts des aktuellen Engpasses in Deutschland und des Kernenergieausstiegs vorübergehend erforderlich. Der Netzausbau sollte aber forciert werden, damit auf dieses Instrument mittelfristig verzichtet werden kann. Maßnahme 18: Versorgungssicherheit überwachen Die Versorgungssicherheit in Deutschland ist zurzeit nicht gefährdet. Im Gegenteil, der Strommarkt ist weiterhin von erheblichen Überkapazitäten geprägt, die sich erst im Laufe der Zeit reduzieren werden. Ein regelmäßiges und transparentes Monitoring der Versorgungssicherheit soll daher den Schwerpunkt darauf legen, die Größe der außerhalb des Marktes stehenden Kapazitätsreserve so gering wie nötig zu halten, um deren höchstmögliche Effizienz zu erreichen und die entstehenden Kosten so gering wie möglich zu halten. Eine zu große Kapazitätsreserve schafft Ineffizienzen, die letztlich durch Umlagen von den Stromverbrauchern bezahlt werden und dadurch Einfluss auf den politischen Rückhalt bei der Energiewende haben. Entscheidend für ein erfolgreiches Monitoring der Versorgungssicherheit ist in jeden Fall, dass dieses wie vorgeschlagen nicht auf einer rein nationalen Betrachtung fußt, sondern den gemeinsamen Binnenmarkt berücksichtigt. Die Stromversorgungssysteme der Nachbarn Deutschlands haben einen entscheidenden Einfluss auf die Versorgungssicherheit und können die zur Sicherstellung benötigten Kapazitäten erheblich reduzieren. Dieser Effekt kann weiter gesteigert werden, wenn die Grenzkuppelstellen weiter ausgebaut werden und damit der freie Stromfluss in Europa gestärkt wird. Maßnahmen 19 und 20: Kapazitätsreserve einführen und Netzreserve weiterentwickeln Die Netzreserve ist ein notwendiges Instrument, so lange das Netz innerhalb Deutschlands noch nicht ausreichend ausgebaut ist. Der Netzausbau sollte entschlossen forciert werden, um zu verhindern, dass die Netzreserve weiter wächst oder dass neue Kraftwerke über die ResKV kontrahiert werden müssen. In der Übergangsphase hin zum Strommarkt 2.0 kann es erforderlich sein, gewisse Überkapazitäten vorzuhalten, um Versorgungssicherheit garantieren zu können. Die Kapazitätsreserve kann in dieser Funktion die Netzreserve ergänzen, wenn erwartet wird, dass die Netzreserve alleine nicht reicht, um Angebot und Nachfrage jederzeit ins Gleichgewicht zu bringen. Wir teilen die Ansicht, dass die Kapazitätsreserve den Markt möglichst wenig beeinflussen sollte. Insbesondere sollte das Kriterium zu ihrer Aktivierung technisch und nicht marktbasiert sein. Es sollten nur solche Anlagen in die Kapazitätsreserve überführt werden können, die keinen oder nur geringen Restriktionen wie z.b. Mindesterzeugung unterliegen. Braunkohlekraftwerke, wie vom Weißbuch vorgeschlagen, sind aus technischer Sicht dafür weniger geeignet. Seite 12

4. Zukünftige Handlungsfelder Der europäische Binnenmarkt für Strom leistet schon heute einen wichtigen Beitrag zu einer effizienten und sicheren Stromversorgung in Europa. Er muss jedoch weiter gestärkt werden, damit weitere Effizienzvorteile gehoben werden können. Bereits in den Maßnahmen 5 (Europäische Einbettung des Strommarkts) und 18 (Versorgungssicherheit) haben wir Ansätze diskutiert, die den europäischen Binnenmarkt für Strom stärken können. Darüber hinaus existieren weitere Maßnahmen, die sich in folgenden Handlungsfeldern widerspiegeln: Handlungsfeld 1: Den europäischen Binnenmarkt für Strom stärken Der europäische Binnenmarkt für Strom stärkt die Versorgungssicherheit. Ein effizienter, vernetzter, transparenter europäischer Binnenmarkt für Strom ist die Grundlage für eine langfristig nachhaltige und zuverlässige Energieversorgung in Europa zu den geringstmöglichen Kosten. Deutschland ist bereits heute durch verschiedene Marktkopplungsprojekte eng mit seinen Nachbarn verflochten. Dadurch besteht eine direkte Vernetzung des diversifizierten, europäischen Kraftwerkparks. Dies stärkt zum einen die Versorgungssicherheit. Zum anderen treten Spitzenlastzeiten in den verschiedenen Ländern nicht gleichzeitig auf, wodurch Kraftwerke deren Preiseffekte auch grenzüberschreitend dämpfen können. Versorgungssicherheit kann im europäischen Verbund effizienter garantiert werden, da die erforderlichen Kapazitäten, um jederzeit und überall den notwendigen Strom bereitzustellen, verringert werden können. In einem integrierten Binnenmarkt können Schwankungen von Angebot und Nachfrage effizienter ausgeglichen werden. Grundlage hierfür ist ein Ausbau der Stromnetze, der sich konsequent an dieser europäischen Perspektive orientiert. Deshalb ist es entscheidend, den Ausbau stärker europäisch zu koordinieren. Dies bedeutet auch, dass die Grenzkuppelstellen so ausgebaut werden müssen, dass sie jederzeit den freien Handel über die innereuropäischen Grenzen hinweg ermöglichen. Dieser Fortschritt zu mehr Integration darf auch nicht dadurch unterminiert werden, dass durch die Teilung von Preiszonen neue Grenzen für den Stromhandel in Europa geschaffen werden. Es müssen Lösungen gefunden werden, um verschiedene nationale Marktdesigns in den gemeinsamen Binnenmarkt zu integrieren. Heute existieren verschiedene Marktdesigns für Strom in Europa parallel. Eine weitere Integration des Binnenmarkts erfordert nicht zwingend, dass ein Zielmodell für Europa definiert werden muss. Es ist jedoch entscheidend, dass die Wechselwirkungen zwischen den verschiedenen nationalen Systemen in die Überlegungen zum Binnenmarkt einbezogen werden. Es besteht beispielsweise das Risiko, dass von Kapazitätsmechanismen in einem Mitgliedsstaat eine dämpfende Wirkung auf Preisspitzen auch in Nachbarländern ausgeht. Hierdurch kann die Referenzpreiswirkung des Marktpreissignals eingeschränkt werden. Initiativen, wie die Joint Declaration for Regional Cooperation on Security of Electricity Supply in the Framework of the Internal Energy Market, in der das Zulassen von Preisspitzen vereinbart wurde, sind daher von großer Bedeutung. Handlungsfeld 2: Förderbedarf für erneuerbare Energien durch optimales Gesamtsystem senken Im gegenwärtigen Fördersystem haben erneuerbare Energien nicht genügende Anreize, bedarfsgerecht einzuspeisen. Im Wesentlichen bieten Direktvermarkter die negativ erwartete Marktprämie in der Auktion. Die im EEG 2.0 verankerte 6-Stunden-Regel stellt einen Versuch dar, dies zu ändern. Problematisch dabei ist zum einen, dass die 6-Stunden-Regelung nicht kurzfristig wirkt, weil sich heute nicht sechs Stunden am Stück negative Preise einstellen. Zum anderen wirkt sie sich langfristig negativ auf die Investitionstätigkeit aus: Für eine Anlage, die heute gebaut wird, ist es re- Seite 13

levant, welchen Effekt die 6-Stunden-Regelung zukünftig auf die Erlöse der Anlage haben wird. Dieser Effekt ist heute aber nicht quantifizierbar. Durch diese Unsicherheit werden Projekte teurer oder gar unmöglich. Die 6-Stunden-Regelung erhöht also die Finanzierungskosten der EEG- Anlagen und die Strompreise. Vergleichbare Vorschläge, wie beispielsweise das Nicht-Auszahlen der Marktprämie bei negativen Preisen, wirken vergleichbar. Hier entstünde zusätzlich das Problem, dass ein relevanter Teil der Angebotskurve am Spotmarkt waagerecht sein würde, da Direktvermarkter einen Anreiz hätten, genau für null Euro anzubieten. Das würde dementsprechend zu einer pro-rata Rationierungen der betroffenen EEG-Anlagen führen, die nur noch einen Teil ihres Stroms verkaufen könnte, und in der Folge zu einer komplizierten Systemplanung durch die Übertragungsnetzbetreiber. Handlungsfeld 3: Konventionelle Kraftwerke und erneuerbare Energien ergänzen sich in der zukünftigen Stromversorgung Eine der grundlegenden Herausforderungen der Energiewende ist die Frage wie Strom produziert wird, wenn natürliche Ressourcen, d.h. Wind und Sonne, nicht verfügbar sind. In einem Stromsystem mit einem hohen Anteil regenerativer Erzeuger müssen daher in den wenigen Stunden des Jahres, in denen die Produktion von erneuerbaren Energien deutlich unter der Last liegt, konventionelle Kraftwerke die Versorgungslücke schließen. Dies stellt den Strommarkt vor neue Aufgaben: Die Volatilität der Einspeisung aus Wind und Sonne überträgt sich auf die Volatilität der Residualerzeugung. Die notwendige Flexibilität der konventionellen Erzeuger hat ihren Preis der Markt muss daher geeignete Produkte zur Verfügung stellen, damit diese Flexibilität zu transparenten und fairen Preisen gehandelt werden kann. Die teilweise starken Rampen, die beim Einsatz von flexiblen Kraftwerken nötig werden, können nur mit einigen wenigen Technologien gefahren werden. Flexibilität als handelbares Gut kann hier zusätzliche Erlöse generieren. Der Einsatz konventioneller Kraftwerke in immer weniger Stunden erschwert deren Finanzierung. Preisspitzen an den Day-Ahead- und Intradaymärkten müssen daher politisch zugelassen werden. Die finanzielle Besicherung dieser Extrempreise kann durch geeignete Produkte (z.b. Cap-Futures und Optionen) sichergestellt werden. Seite 14

Kontakte Daniel Wragge Head of Political & Regulatory Affairs Dr. Jan Richter Political & Regulatory Affairs + 32 2 627 1933 (Brüssel) + 49 341 2156 227 + 49 341 2156 204 (Leipzig) daniel.wragge@eex.com jan.richter@eex.com Seite 15