Systemintegration, Ausbau und Vermarktungschancen Erneuerbarer Energien im Bereich von Stadtwerken - Fallstudie am Beispiel der Stadtwerke Trier FKZ: 0325319

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.

Ansprechpartner: IZES gGmbH

Transferstelle Bingen

Institut für ZukunftsEnergieSysteme

in der ITB gGmbH

Martin Luxenburger

Babett Hanke

Altenkesseler Str. 17

Berlinstr. 107a

66115 Saarbrücken

55411 Bingen am Rhein

Tel.: +49-(0)681-9762-866

Tel.: +49-(0)6721-98424-274

Fax: +49-(0)681-9762-850

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Email: [email protected]

www.izes.de

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SWT Stadtwerke Trier VersorgungsGmbH / Erneuerbare Energien Contracting Hermann Weber Ostallee 7-17 54290 Trier Tel.: +49-(0)651-717-2260 Fax: +49-(0) 651-717-2269 Email: [email protected] www.swt.de

Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis ......................................................................................................... I Abbildungsverzeichnis ................................................................................................ V Tabellenverzeichnis .................................................................................................... X Abkürzungsverzeichnis ............................................................................................. XII 0

Abstract – Wesentliche Ergebnisse................................................................... 13 0.1 Abstract .................................................................................................... 13 0.2 Die (zukünftige) Rolle der Stadtwerke ...................................................... 13 0.3 Wesentliche Ergebnisse ........................................................................... 15

1

Ausgangssituation und Bestandsaufnahme ...................................................... 19 1.1 Einsatzgebiete und Märkte von EE-Anlagenverbünden............................ 20 1.1.1 Aktueller Stand der Direktvermarktung Erneuerbarer Energien .............. 20 1.1.2 Möglichkeiten der Vermarktung von Strom ............................................. 23 1.1.3 Dezentrale Anlagenverbünde in bestehenden Märkten und Forschungsprojekten .............................................................................. 24 1.1.4 Dezentrale Anlagenverbünde, virtuelle Kraftwerke und Smart Grids ...... 26 1.2 Motivation der Stadtwerke Trier und Anspruch der Studie ........................ 27 1.2.1 Kurzdarstellung der Stadtwerke Trier ..................................................... 27 1.2.2 Motivation und Ziele der Stadtwerke Trier .............................................. 27 1.2.3 Weitere Zielsetzungen für den Ausbau Erneuerbarer Energien ............. 28 1.2.4 Anspruch und Ziele für dieses Forschungsprojekt .................................. 28 1.3 Rechtliche Anforderung zur Entflechtung ................................................. 29 1.4 Kommunalwirtschaftliche Betätigung im Rahmen der Energieversorgung ................................................................................. 39 1.4.1 Landesrechtliche Reform zum überörtlichen kommunalen Tätigwerden in der Energiewirtschaft am Beispiel Rheinland-Pfalz ........ 42 1.4.2 Energiewirtschaftliche Unternehmensformen und weiterhin bestehende Wettbewerbsnachteile für Gemeinden ................................ 42

2

Identifizierung von Vermarktungsoptionen ........................................................ 44 I

2.1 Spotmärkte ............................................................................................... 45 2.1.1 Day-Ahead.............................................................................................. 45 2.1.2 Intraday................................................................................................... 57 2.2 Terminmärkte und OTC-Handel................................................................ 72 2.2.1 Der OTC Handel ..................................................................................... 72 2.2.2 Marktstrukturen des deutschen Stromhandels – Terminmarkt an der EEX ........................................................................................................ 74 2.2.3 Produkte am Terminmarkt der EEX ........................................................ 76 2.2.4 Ablauf des Energiehandels am Terminmarkt .......................................... 83 2.2.5 Marktanalyse .......................................................................................... 86 2.2.6 Neue Vermarktungsoptionen OTC/Terminmarkt .................................... 96 2.3 Regelenergiemärkte ............................................................................... 102 2.3.1 Spezielle Betrachtung der Erneuerbaren Energien .............................. 102 2.3.2 Primärregelung ..................................................................................... 103 2.3.3 Sekundärregelung ................................................................................ 104 2.3.4 Minutenreserve ..................................................................................... 106 2.4 Endkundenmarkt..................................................................................... 107 2.4.1 Haushaltsstrompreise ........................................................................... 107 2.4.2 Grünstromprivileg ................................................................................. 108 2.5 Weitere Vermarktungsoptionen .............................................................. 110 2.5.1 Bewirtschaftung von Netzbetreiberbilanzkreisen .................................. 110 2.5.2 Blindleistung ......................................................................................... 115 2.6 Bewertung .............................................................................................. 120 2.6.1 Vergleich EEG zu Direktvermarktung ................................................... 121 2.6.2 Handlungsmöglichkeiten für Stadtwerke .............................................. 125 3

Entwicklung und Bewertung von Geschäftsmodellen für Stadtwerke am Beispiel der Region Trier 2012 ........................................................................ 126 3.1 Bestandsaufnahme der Region Trier im Vergleich mit dem Bundesgebiet........................................................................................ 126 3.1.1 EE-Anlagen und Einspeisedaten .......................................................... 126

II

3.1.2 Residuallastmodellierung...................................................................... 130 3.1.3 Zwischenfazit ........................................................................................ 134 3.2 Kostenüberblick EEG-Anlagen und Beschaffung ................................... 134 3.2.1 EEG-Anlagen Region Trier ................................................................... 134 3.2.2 Beschaffungskosten ............................................................................. 135 3.3 Wirtschaftlichkeitsberechnung des Regionalen Stromprodukts .............. 142 3.3.1 Randbedingungen für ein regionales Stromprodukt ............................. 142 3.3.2 Auswirkungen des regionalen Stromprodukts auf die Beschaffungsstrategie .......................................................................... 144 3.3.3 Gegenüberstellung Regionales Produkt – konventionelle Beschaffung.......................................................................................... 148 3.3.4 Optionen zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit ..................................... 153 3.3.5 Beiträge des Stadtwerke und der Endkunden zum Gelingen eines regionalen Stromprodukts..................................................................... 159 3.4 Auswirkungen des regionalen Stromprodukts auf die CO2-Bilanz .......... 162 4

Veränderte Rahmenbedingungen für das Regionale Stromprodukt und die Stadtwerke Trier im Jahr 2020 ........................................................................ 164 4.1 Technische Optimierungspotenziale ....................................................... 164 4.1.1 Nachfrageseitige Flexibilitätsoptionen .................................................. 168 4.1.2 Erzeugungsseitige Flexibilitätsoptionen ................................................ 173 4.2 Erzeugungs- und Lastentwicklung für die Region Trier 2020 ................. 188 4.2.1 Entwicklung Erneuerbarer Energien ..................................................... 188 4.2.2 Entwicklung der regionalen Last ........................................................... 190 4.2.3 Übersicht Annahmen ............................................................................ 191 4.2.4 Residuallastmodellierung...................................................................... 192 4.2.5 Quantifizierung von Überdeckungen in der Region Trier 2020 ............. 194 4.3 Einsatz von Flexibilitätsoptionen ............................................................. 195 4.3.1 Speichereinsatzsimulation .................................................................... 195 4.3.2 Anwendung flexibler Biomasse ............................................................. 197 4.3.3 Lastmanagement .................................................................................. 198 4.3.4 Residuallastmodellierung unter Anwendung der Flexibilitäten.............. 198 III

4.4 Technische und wirtschaftliche Einschätzung der Ergebnisse ............... 202 5

Übertragbarkeit und Handlungsempfehlungen (Recherche und Analyseschwerpunkt bis April 2014) ............................................................... 204 5.1 Repräsentanz der Region Trier für weitere Regionen ............................. 204 5.1.1 Abgrenzung der Regionen in Deutschland ........................................... 204 5.1.2 Ermittlung der Strombereitstellungskosten ........................................... 206 5.1.3 EEG-Strombereitstellungskosten der Region Trier im Vergleich .......... 207 5.1.4 Strombereitstellungskosten, erzeugte Menge und regionaler Bedarf ... 210 5.2 Notwendige Änderungen der Rahmenbedingungen für ein Regionales Stromprodukt ..................................................................... 218 5.3 Ausblick .................................................................................................. 220

6

Anhang ............................................................................................................ 221 6.1 Regelenergiemärkte (bearbeitet von TSB) ............................................. 221 6.1.1 Primärregelenergie ............................................................................... 221 6.1.2 Sekundärregelenergie .......................................................................... 230 6.1.3 Minutenreserve ..................................................................................... 239 6.2 Residuallastmodellierung Deutschland 2011 .......................................... 255 6.3 Grundlagen der Direktvermarktung von EEG-Anlagen ........................... 256 6.4 Bilanzkreismanagement, Schwerpunkt Differenzmengenbilanzierung ... 271 6.5 Weiterführende Informationen zum Terminhandel .................................. 285

Literaturverzeichnis ................................................................................................. 292

IV

Abbildungsverzeichnis Abbildung 1-1: EE-Anlagen in der Direktvermarktung ................................................ 22 Abbildung 2-1: Gebotskurve - Unlimitierter Kauf ........................................................ 46 Abbildung 2-2: Gebotskurve - Limitierter Kauf ............................................................ 47 Abbildung 2-3: Ausführung des Kontrakts .................................................................. 48 Abbildung 2-4: Werktage im Winter 2012 ................................................................... 50 Abbildung 2-5: Preisindizes Stromgroßhandel und Brennstoffe ................................. 51 Abbildung 2-6: Potentielle Spoterlöse im Vgl. zu den Windgestehungskosten ........... 53 Abbildung 2-7: Bei der Volumenkopplung ablaufende Prozesse ................................ 54 Abbildung 2-8: Entwicklung der Preise am Intraday-Markt ......................................... 60 Abbildung 2-9: Entwicklung der Volumina am Intraday-Handel .................................. 61 Abbildung 2-10: Vergleich Volumina und Preise für die Mittwoche des Jahres 2011 im Tagesverlauf ......................................................................... 62 Abbildung 2-11: Vergleich Volumina und Preise für die Sonntage des Jahres 2011 im Tagesverlauf ......................................................................... 62 Abbildung 2-12: Vergleich 2011: Volumen und Preise Jun - Nov ............................ 63 Abbildung 2-13: Vergleich der Mediane und Mittelwerte der stündlichen Intraday- und Day-Ahead-Preise 2011 ............................................... 64 Abbildung 2-14: Beispielhaftes Handelsprozedere eines Stundenkontrakts um 12 Uhr im Intraday-Handel. ................................................................ 64 Abbildung 2-15: Gegenüberstellung der Mediane der vier Mittwoche im Juni und November 2011 am Intraday- und Day-Ahead-Markt .................. 65 Abbildung 2-16: Flexible Intraday Trading Scheme ................................................. 66 Abbildung 2-17: Gegenüberstellung der Kapazitäten an der Kuppelstelle DEFR: ICS und ENTSO-E ...................................................................... 66 Abbildung 2-18: Wälzungsmechanismus ................................................................ 69 Abbildung 2-19: Überführung und Vermarktung von EEG-Strom ............................ 69 Abbildung 2-20: Jahresdauerlinie der ÜNB Intraday-Vermarktung am stündlichen EPEX-Intraday-Handelsvolumen 2011 (zwei Alternativen) ....................................................................................... 70 Abbildung 2-21: Handelsablauf am Terminmarkt der EEX ...................................... 84 Abbildung 2-22: Futurepreisentwicklung für das Frontyear ..................................... 88 Abbildung 2-23: Entwicklung der Handelsvolumen ................................................. 89 Abbildung 2-24: Futurepreise Base, Peak und Off-Peak ......................................... 90 Abbildung 2-25: Liquidität von Base-, Peak- und Off-Peak-Kontrakten ................... 91 V

Abbildung 2-26: Abnehmende Preisintensität von Jahresfutures zum Ausübungsjahr ................................................................................... 91 Abbildung 2-27: Zunehmende Liquidität von Jahresfutures zum Ausübungsjahr .... 92 Abbildung 2-28: Angleich eines Futurepreises an den Spotpreis zum Fälligkeitstermin ................................................................................. 92 Abbildung 2-29: Handelsvolumen in Kontinentaleuropa .......................................... 94 Abbildung 2-30:

Vergleich der Preise Spot-Börse und Spot-OTC .......................... 95

Abbildung 2-31: Vergleich der Futurepreise Börse und OTC .................................. 95 Abbildung 2-32:

Zusammenhang von Spot- und Terminpreisen ............................ 96

Abbildung 2-33: Beschaffung auf den Kurzfristmärkten ........................................ 101 Abbildung 2-34: Zusammensetzung Strompreis (Haushalt) .................................. 108 Abbildung 2-35: Grundlagen Blindleistung ............................................................ 116 Abbildung 2-36: Energiewandlerverluste bei der Bereitstellung von Blindleistung ..................................................................................... 120 Abbildung 2-37: Optionen zur Vermarktung von Strom aus förderfähigen Anlagen ............................................................................................ 122 Abbildung 3-1: EE-Stromerzeugung in der Region Trier 2012 ................................. 127 Abbildung 3-2: EE-Stromerzeugung in Deutschland 2012 ....................................... 127 Abbildung 3-3: EE-Stromerzeugung in Deutschland 2020 („Leitstudie 2011“) ......... 128 Abbildung 3-4: EEG Stromerzeugung Region Trier 2012 ......................................... 129 Abbildung 3-5: EEG Stromerzeugung Deutschland 2012 ........................................ 129 Abbildung 3-6: Vergleich Anteile vergütungsfähige Erzeugung Trier und D ............. 130 Abbildung 3-7: Modellierung der Last und des EE-Einspeiseprofils für die Region Trier im Jahr 2012 [Eigene Darstellung, Daten: siehe vorstehend] .. 133 Abbildung 3-8: Ausschnitt der Stunden im Dezember (links) und im August (rechts) aus der Modellierung für die Region Trier ........................... 133 Abbildung 3-9: Durchschnittlicher EEG-Vergütungsanspruch 2012 ......................... 135 Abbildung 3-10: Beschaffungskosten für Haushaltskunden .................................. 137 Abbildung 3-11: Bestandteile Haushaltskundenpreis (2012) ................................. 139 Abbildung 3-12: Portfoliointegration regionalen fEE-Stroms ................................. 145 Abbildung 3-13: Kostenbestandteile Strompreis ................................................... 161 Abbildung 4-1: Technische Flexibilisierungsoptionen für einen fEE-zentrierten Strommarkt ....................................................................................... 165 Abbildung 4-2: Rangfolge der Flexibilitätsoptionen .................................................. 168 Abbildung 4-3: Beispielhafte Darstellung des Peak-Shavings mittels Lastmanagement.............................................................................. 170 VI

Abbildung 4-4: Erneuerbare Energien und Strombedarf 2022.................................. 173 Abbildung 4-5: Grenzkosten von BHKW in Abhängigkeit der Wärmeerzeugung ...... 174 Abbildung 4-6: Elektro-Prozesserhitzer und Strömungserhitzer ............................... 176 Abbildung 4-7: Einnahmenpotenzial einer Vermarktung einer Biomasseanlage in einem Gewerbebetrieb in der negativen Minutenreserve ................. 180 Abbildung 4-8: Funktionsschema der Vermarktung eines BHKW mit einem elektrischen Prozesserhitzer im Normalbetrieb ................................ 181 Abbildung 4-9: Funktionsschema der Vermarktung eines BHKW mit einem elektrischen Prozesserhitzer während eines Abrufes der negativen Minutenreserve ................................................................ 182 Abbildung 4-10: Einnahmenpotenzial einer Vermarktung einer Biomasseanlage in Verbindung mit einem elektrischen Prozesserhitzers in einem Gewerbebetriebe in der negativen Minutenreserve ................................................................................. 183 Abbildung 4-11: Anpassung der Flexibilität des Stromverbrauchs an die Hochpreisphase der Börse ............................................................... 184 Abbildung 4-12: Mehrwertbetrachtung bei Flexibilisierung der Anlage .................. 185 Abbildung 4-13: Flexibilitätsprämie in ct/kWh in Abhängigkeit von den VolllastBetriebsstunden für Biomethan- und Biogasanlagen ....................... 186 Abbildung 4-14: Jährlicher Betrag der Flexibilitätsprämie in Abhängigkeit von der Leistung des installierten BHKW für 25 % bzw. 50 % zusätzlich installierte Leistung bei 2.000 und 4.200 Vollbenutzungsstunden .................................................................... 187 Abbildung 4-15: Wasserkraftanlagen in der Region Trier ...................................... 189 Abbildung 4-16: Verteilung der Bioenergie-Anlagen in Rheinland-Pfalz................ 190 Abbildung 4-17: Modellierung der Last und des EE-Einspeiseprofils für die Region Trier im Jahr 2020 ................................................................ 193 Abbildung 4-18: Überdeckungen Trier 2020 in Stundenklassen ........................... 194 Abbildung 4-19: Speichereinsatzsimulation ........................................................... 196 Abbildung 4-20: Anwendung Speichersimulation erste Augustwoche 2020 .......... 196 Abbildung 4-21: Augustwoche ohne Flexibilitätsoptionen ..................................... 199 Abbildung 4-22: Augustwoche mit Speicher 500MWh Gradient 0,6 und flex. Bioenergie ........................................................................................ 200 Abbildung 4-23: Februarwoche ohne Flexibilitätsoptionen .................................... 201 Abbildung 4-24: Februarwoche mit Speicher 500MWh Gradient 0,6 und flex. Bioenergie ........................................................................................ 201 Abbildung 5-1: Karte Grundversorger und Netzbetreiber in Dtld .............................. 205 VII

Abbildung 5-2: Deutschlandkarten PLZ und Verwaltungsebene .............................. 206 Abbildung 5-3: EEG-Strom 2012 PLZ 54xxx ........................................................... 208 Abbildung 5-4: EEG-Strom 2012 RLP ..................................................................... 208 Abbildung 5-5: EEG-Strom 2012 Dtld ...................................................................... 209 Abbildung 5-6: Histogramm PLZ-Gebiet und Strombereitstellungskosten ............... 210 Abbildung 5-7: Bereitstellungskosten und Menge .................................................... 211 Abbildung 5-8: Scatterplot Menge und Einwohnerdichte/Fläche .............................. 212 Abbildung 5-9: Winderzeugung und Börsenpreis ..................................................... 213 Abbildung 5-10: Scatterplot EE-Anteil und Stromkosten im regionalen Stromprodukt .................................................................................... 215 Abbildung 5-11:

Potenzial Cluster Übertragbarkeit............................................... 216

Abbildung 6-1: Einsatzzeiten der Primärregelleistung .............................................. 222 Abbildung 6-2: Vorgehaltene Leistung der Primärregelleistung................................ 223 Abbildung 6-3: Finanzielles Volumen der Primärregelleistung der vergangenen Jahre ................................................................................................ 223 Abbildung 6-4: Preisverlauf der Ausschreibungsergebnisse 2010 bis 2012 (monatlich)........................................................................................ 225 Abbildung 6-5: Preisverlauf der Ausschreibungsergebnisse 2011 bis 2012 (wöchentlich) .................................................................................... 226 Abbildung 6-6: Bezug Primärregelleistung zu EEX von 2010 bis 2012 (Index: PHELIX) ........................................................................................... 228 Abbildung 6-7: Bezug Primärregelleistung zu EEX von Juli 2011 bis Juli 2012 (Index: PHELIX) ............................................................................... 229 Abbildung 6-8: Vorgehaltene Leistung der Sekundärregelleistung ........................... 230 Abbildung 6-9: Finanzielles Volumen der Sekundärregelleistung der vergangenen Jahre .......................................................................... 231 Abbildung 6-10: Entwicklung der vorzuhaltenden Minutenreserve und Sekundärregelleistung ...................................................................... 232 Abbildung 6-11: langfristige Darstellung der pos. und neg. Sekundärregelleistung - Leistungspreise ......................................... 233 Abbildung 6-12: langfristige Darstellung der pos. und neg. Sekundärregelleistung - Arbeitspreise.............................................. 234 Abbildung 6-13: Leistungspreis der positiven SRL im HT-Tarif im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen................................................................ 235 Abbildung 6-14: Arbeitspreis der positiven SRL im HT Tarif im Vergleich zu den EPEX Day-Ahead-Preisen......................................................... 237 Abbildung 6-15: Vorgehaltene Leistung der Minutenreserve ................................. 240 VIII

Abbildung 6-16: Entwicklung der vorzuhaltenden Minutenreserve und Sekundärregelleistung ...................................................................... 241 Abbildung 6-17: Vergleich der abgerufenen Leistung der positiven und negativen Minutenreserve zu der erzeugten Leistung aus Wind und Fotovoltaik ................................................................................. 242 Abbildung 6-18: langfristige Darstellung der Minutenreserve Leistungspreise ...... 244 Abbildung 6-19: Wochen- und Tagesverlauf des positiven und negativen Leistungspreises .............................................................................. 244 Abbildung 6-20: langfristige Darstellung der Minutenreserve Arbeitspreise .......... 245 Abbildung 6-21: Leistungspreis der positiven MRL im Vergleich zu EPEX DayAhead-Preisen.................................................................................. 247 Abbildung 6-22: Leistungspreis der negativen MRL im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen .......................................................................... 248 Abbildung 6-23: Arbeitspreis der positiven MRL im Vergleich zu EPEX DayAhead-Preisen.................................................................................. 249 Abbildung 6-24: Arbeitspreis der negativen MRL im Vergleich zu EPEX DayAhead-Preisen.................................................................................. 250 Abbildung 6-25: Leistungspreis der positiven MRL im Februar 2012 im Vergleich zu EPEX Day-Ahead-Preisen ........................................... 252 Abbildung 6-26: Arbeitspreis der positiven MRL im Juni 2012 im Vergleich zur abgerufenen Leistung (100 % ≥ 1h) ................................................. 253 Abbildung 6-27: EE-Lastüberdeckungen in Deutschland 2011 ............................. 255 Abbildung 6-28: Zuständigkeiten der Reservebereitstellung ................................. 272 Abbildung 6-29: Ausgleichsenergie im Rahmen der Regelleistung ....................... 275 Abbildung 6-30: Kostenverteilung der positiven Ausgleichsenergie (1 h/15 Min. Werte) von Amprion in 2011/2012 ........................................... 276 Abbildung 6-31: Saldo und reBAP, Verbundnetz August 2011 ............................. 277 Abbildung 6-32: Saldo und reBAP, Verbundnetz Dezember 2011 ........................ 278 Abbildung 6-33: Saldo und reBAP, Verbundnetz Februar 2012 ............................ 279 Abbildung 6-34: Bilanzierungsverfahren Strom ..................................................... 282

IX

Tabellenverzeichnis Tabelle 1-1: Direktvermarktung nach § 33b EEG April 2014 in [MW] ........................ 23 Tabelle 1-2: Nach Größe für VNB geltende Entflechtungsvorschriften ....................... 32 Tabelle 2-1: Gebotsformular für ein unlimitiertes Gebot ............................................. 46 Tabelle 2-2: Gebotsformular für ein limitiertes Gebot ................................................. 46 Tabelle 2-3: Ausführung eines Kontraktes.................................................................. 48 Tabelle 2-4: Beispiel für ein Blockgebot ..................................................................... 49 Tabelle 2-5: Brennstoffpreisentwicklung ..................................................................... 52 Tabelle 2-6: Intraday-Handelsvolumen ....................................................................... 67 Tabelle 2-7: Unterschiede zwischen Spotbörsen und Terminbörsen ......................... 75 Tabelle 2-8: Kontraktarten bei Termingeschäften der EEX ........................................ 76 Tabelle 2-9: Definition für Long- und Shortposition bei Future-HedgingStrategien ........................................................................................... 79 Tabelle 2-10: Optionspositionen............................................................................... 80 Tabelle 2-11: Stadien einer Option ........................................................................... 80 Tabelle 2-12: Preisbestimmende Faktoren des Optionspreises ............................... 82 Tabelle 2-13: Preisermittlung im fortlaufenden Handel ............................................ 86 Tabelle 2-14: Netzverluste Trier ............................................................................. 112 Tabelle 2-15: Strukturdaten und Differenzmengen TEN (2011) ............................. 115 Tabelle 2-16: Kosten für die Blindleistungsbereitstellung ....................................... 120 Tabelle 2-17: Beispielrechnung Flexibilitätsprämie Biogas .................................... 123 Tabelle 3-1: Überblick über Stunden mit Überdeckungen aus der Modellierung 2012 ................................................................................................. 132 Tabelle 3-2: Risiken der Kundenlast sowie der integrierten fEE-Menge ................... 147 Tabelle 3-3: Kalkulation der Beschaffungsposten .................................................... 150 Tabelle 3-4: Stellschrauben für ein regionales Stromprodukt (2012) ........................ 154 Tabelle 3-5: Vermiedene Netznutzungsentgelte Trier 2012 ..................................... 155 Tabelle 3-6: Stellschrauben zur Wirtschaftlichkeit des regionalen Stromprodukts ... 157 Tabelle 3-7: Auswirkung MwSt. ................................................................................ 158 Tabelle 3-8: Strompreis SWT 2012 .......................................................................... 158 Tabelle 3-9: Auswirkung MwSt. Tarife SWT 2012 .................................................... 159 Tabelle 3-10: Verdrängungsanteile der einzelnen EE-Technologien bezogen auf konventionelle Erzeugung für 2012 ............................................ 162 Tabelle 3-11: Zugewiesener X

CO2-Ausstoß

und

entsprechende

CO2-

Vermeidung der EE-Technologien durch Verdrängung konventioneller Erzeuger .................................................................. 163 Tabelle 4-1: Bevölkerungsentwicklung Trier 2020 .................................................... 191 Tabelle 4-2: Entwicklung der Verbraucherlast und regenerativen Energien bis 2020 ................................................................................................. 191 Tabelle 4-3: Abstufungen der Einspeisemengen der Bioenergie in Abhängigkeit der Residuallast................................................................................ 197 Tabelle 4-4: Überdeckungsstunden 2020 Anwendung Flexibilitäten ........................ 202 Tabelle 5-1: Beispiele Übertragbarkeit Regionen ..................................................... 217 Tabelle 6-1: Überblick über Vermarktungsoptionen nach EEG ................................ 257

XI

Abkürzungsverzeichnis €

Euro

BMU

Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

BNetzA

Bundesnetzagentur

DEA

Dezentrale Erzeugungsanlage

EE

Erneuerbare Energien

EEG

Erneuerbare-Energien-Gesetz

EEX

European Energie Exchange

EPEX

European Power Exchange

fEE

Fluktuierende Erneuerbare Energien

kWh

Kilowattstunde

MW

Megawatt

PV

Photovoltaik

SWT

Stadtwerke Trier

ÜNB

Übertragungsnetzbetreiber

VNB

Verteilnetzbetreiber

WKA

Windkraftanlage

XII

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 2020. 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

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

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 2.000 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 1.400 Stunden mit Überdeckungen feststellen (Überdeckungen in 15

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

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 2.300 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

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 EEGAnteilen 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 EEGStrom 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 fEEErzeugung 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

1 Ausgangssituation und Bestandsaufnahme (Recherche und Analyseschwerpunkt bis Dezember 2012) Der Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) wird derzeit durch das ErneuerbareEnergien-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 EEStrommengen 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 Ausgleichsoptionen4 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-

Laut EEG-Referentenentwurf von März 2014 soll der Anteil der EE bis zum Jahr 2025 auf 40 – 45 % und bis zum Jahr 2035 auf 55 – 60 % gesteigert werden 1

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

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.6

1.1.1 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

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 5.000 MW an. Maßgeblicher Grund dafür war die Erhöhung der EEGUmlage 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. 2012 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 EEGFörderoptionen 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 29.000 MW an vermarkteten EE-Anlagen. Bezogen auf die Ende 2012 installierte EEG-Anlagenleistung von 71.000 MW9 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

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 wurden11, weshalb diese für 2013 und die nachfolgenden Jahre gekürzt wurden.12 30

EE-Anlagenleistung in GW

Marktprämie § 33b Num 1 EEG 2012 25 sonstige Direktvermarktung § 33b Num 3 EEG 2012 Direktvermarktung §17 EEG 2009 / Grünstromprivileg § 33b Num 2 EEG 2012

20 15 10 5

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

0

2010 Abbildung 1-1:

2011

2012

EE-Anlagen in der Direktvermarktung13

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 29.616 MW beläuft sich der Anteil der Windkraft an der Gesamtmenge in Höhe von 38.970 MW auf 76 %.

11

Siehe Rostankowski et al. 2012, S. 2

12

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

Tabelle 1-1: Verm.option

Direktvermarktung nach § 33b EEG April 2014 in [MW] 14 Wasserkraft

Gase

Biomasse

Geoth.

Wind onshore

Wind offshore

Solar

Summe

§ 33b Num 1

534

207

3.450

11

28.607

510

4.909

38.228

§ 33b Num 2

144

16

6

0

385

0

1

552

§ 33b Num 3

63

9

0

0

114

0

4

190

1.1.2 Möglichkeiten der Vermarktung von Strom EE-Anlagen können theoretisch an allen Strommärkten teilnehmen, an denen auch konventionelle Stromerzeuger partizipieren. Diese Märkte sind: 





14

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-

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





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 Restriktionen19 und/ oder ökonomischer Eintrittsbarrieren20 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 25.000 € 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.

1.1.3 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.. 18

§ 10 StromNZV

19

Z.B. Ausbildung/Zulassung, IT-Anbindung und installierte Leistung

20

Z.B. Teilnahme-, Handelsgebühren und finanzielle Sicherheiten

21

Siehe EPEX 2012

22

Siehe regelleistung.net

24

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 KWKAnlagen 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

Beispiele für solche Forschungsprojekte sind die Projekte DESIRE, DISPOWER, 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.

1.1.4 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

1.2 Motivation der Stadtwerke Trier und Anspruch der Studie 1.2.1 Kurzdarstellung der Stadtwerke Trier Die Stadtwerke Trier sind ein kommunales Mehrspartenunternehmen,24 deren Muttergesellschaften SWT-AöR25 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.27

1.2.2 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 Trier30 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 2007

27

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.32

1.2.3 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.36

1.2.4 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 BernkastelWittlich, 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 2010. 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

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

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 erhält38. 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 100.000 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 2008.

40

Siehe Monopolkommission 2011, S.17 u. 146

30

schlossenen Kunden41 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. 2008 (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.44

41

Zu einer Präzisierung des Kundenbegriffs s. BNetzA 2006, Anhang 1.

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). 42

43

Vgl. BNetzA 2006, S.9ff, wo auch Beispiele aufgeführt werden.

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 30.000 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 100.000 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. 44

31

Tabelle 1-2:

Nach Größe für VNB geltende Entflechtungsvorschriften45 VNB mit weniger als 100.000 angeschlossenen Kunden

VNB mit mehr als 100.000 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. 148

48

Zu grundlegenden Überlegungen siehe BNetzA 2006, S. 23ff. und ERGEG 2008, S. 11ff.

32

   

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 EnWGNovelle (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 100.000 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

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 100.000 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-

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). 50

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

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-

Zu „diskrimierungsanfälligen Netzbetreiberaufgaben“ s. die exemplarische Liste in BNetzA 2008, S.9. Derartige Aufgaben dürfen auch nicht einem verbundenen Energieversorgungsunternehmen übertragen werden. 52

53

Vgl. auch BNetzA 2008a, Abschnitt 2.2 und 2.3.

35

 

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 Netzentgelt55 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

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 kontrollieren56, 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 70.000 Entnahmestellen 59 – also weni-

56

Monopolkommission 2011, S.17, S.148f., S.263

Zu einer Einführung sowie statistischen Schätzungen – letzteres allerdings für Übertragungsnetzbetreiber und eigentumsrechtlicher Entflechtung (siehe Meyer 2011). 57

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

ger als 100.000 – 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 100.000 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.81

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“. 61

62

Siehe IZES et al. 2012a, Kapitel 4.

38

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

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 örtliche67 Energieversorgung. Die dritte Schranke, das Subsidiaritätsprinzip, wurde durch die Reformen im Gemeindewirtschaftsrecht neu ausgelegt. Grundsätzlich durfte vor Inkrafttreten diesbezüglicher Novellierungen des Gemeindewirtschaftsrechts68 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-Pfalz69 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. 128

67

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 20.10.2010 (GVBl. S. 319). 70

Verordnung zur Änderung von Rechtsverordnungen auf dem Gebiet des Gemeindewirtschaftsrechts NRW vom 5. August 2009. 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). 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. 71

40

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 bleiben73 (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 (…).“78

72

Nordrhein-Westfalen 2013

73

Siehe beispielsweise § 85 Abs. 2 GemO RLP oder § 107 Abs. 3 S. 2 GO NRW

74

appixportale.de 2012

75

Depenbrock 2013, S. 8

76

Theobald und Theobald 2001, S. 294

77

VKU 2009

78

RLP 2009

41

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 07.04.2009 (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.

1.4.2 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 vorzunehmen81. 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

Vergleiche auch ausführliche Aufnahme zu Nebentätigkeiten in § 108 III Kommunalselbstverwaltungsgesetz – SaarlandKSVG -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). 79

80

Weissmüller und Jagodzinski 2009, S. 76 ff

81

(Ober-) Bürgermeister/ -Innen als Aufsichtsratsvorsitzende; politische Beschlüsse als Einflussinstrument.

42

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 Wasserwirtschaft83 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.85

82

appixportale.de 2012

83

Vgl. BDEW 2012

84

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft 2012

85

VKU 2013

43

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

2.1 Spotmärkte 2.1.1 Day-Ahead Als wesentliches Instrument der kurzfristigen physischen Erfüllung von Stromein- und Verkaufsgesuchen wird seit der Einführung im Jahr 2000 der EPEX-Day-AheadMarkt 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 MarketClearing-Preises erfolgt. Ein Auftrag darf bis zu 256 Preis-Mengen-Kombinationen für jede Stunde des Folgetages beinhalten. Innerhalb der vorgegebenen Preisspanne von -3.000 €86 bis +3.000€ 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

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:

-3000

3000

10

10

Gebotskurve - Unlimitierter Kauf90

Ein limitiertes Gebot zeichnet sich dagegen durch mehrere Gebotspaare aus, die zwingend eine lineare Funktion ergeben müssen. Tabelle 2-2:

Gebotsformular für ein limitiertes Gebot91

Preis Volumen

89

Eigene Darstellung

90

Eigene Darstellung

91

Eigene Darstellung

46

-3000

20

25

35

3000

40

40

0

-40

-40

Abbildung 2-2:

Gebotskurve - Limitierter Kauf92

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 40

Preis in €/MWh

30 Bieter 2 20

Bieter 1 (unlimitiert) Bieter 3

10 0

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

-10 Volumen in MWh Ausführung des Kontrakts93

Abbildung 2-3:

Tabelle 2-3: Börsenpreis

Ausführung eines Kontraktes94 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

Tabelle 2-4:

Beispiel für ein Blockgebot95 Volumen je Stunde

Preis

H07

H08

H09

H10

40 €

10

20

30

20

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 2000-2012 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

120 100 80 60 40 20 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-20 Abbildung 2-4:

Werktage im Winter 201296

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 2012.

97

Vgl. Ulreich 2010, S. 278

50

300%

Energiepreis-Index (2001 = 100%)

Phelix 250%

Steinkohle Erdgas

200%

150%

100%

50%

0% 2001 Abbildung 2-5:

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Preisindizes Stromgroßhandel und Brennstoffe 98

Aktuelle Prognosen99 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. 23

51

Tabelle 2-5:

Brennstoffpreisentwicklung100

Alle Szenarien

Einheit

2009

2013

2014

2015

2022

2032

Internationale Preise Ölpreis real

USD2009/bbl

62

88

89

90

102

111

CO2

EUR2009/t

13

17

18

19

26

43

Grenzübergangspreise Deutschland Rohöl

EUR2009/t

325

475

485

495

560

680

Erdgas

Cent2009/kWh

2

2,3

2,3

2,3

2,6

2,7

Kraftwerkssteinkohle

EUR2009/t SKE

78

80

81

82

79

84

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 erbracht102, 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. 23

101

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. 2012

52

Abbildung 2-6:

Potentielle Spoterlöse im Vgl. zu den Windgestehungskosten103

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 DayAhead-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. 2012

53

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 CWERegion.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

kann kein Preis ermittelt werden, so werden entsprechend der jeweilig gültigen Bestimmungen Maßnahmen ergriffen. So wird bspw. von der EPEX zu einer zweiten Auktion aufgerufen106, 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. MarketSplittings 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 2010

55

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.111

109

nordpoolspot.com

110

epexspot.com

111

Vgl. ernw-online.com 2014

56

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-Markt112 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 2012

57

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 -9.999 € bis +9.999€ 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

„Jeder Teil einer IOC (‚immediate-or-cancel‘ Order, der nicht ausgeführt wird, sobald er den Markt erreicht, wird augenblicklich gelöscht.“ fill-or-kill „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

Intraday 2007 160,00 140,00 120,00 100,00

[€]

80,00 60,00 40,00 20,00

0,00 -20,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-40,00

Intraday 2008 160,00 140,00 120,00 100,00

[€]

80,00 60,00 40,00 20,00

0,00 -20,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-40,00

Intraday 2011 160,00 140,00 120,00 100,00

[€]

80,00 60,00 40,00 20,00

0,00 -20,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-40,00

Abbildung 2-8:

Entwicklung der Preise am Intraday-Markt115

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

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). 16.000

14.000

[GWh]

12.000

10.000 8.000

6.000 4.000 2.000

0 2006 Abbildung 2-9:

2007

2008

2009

2010

2011

Entwicklung der Volumina am Intraday-Handel116

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

3000

70

2500

60

[MWh]

40 1500

[€]

50

2000

30 1000

20

500

10

0

0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Mittelwert Volume

Mittelwert Price

Abbildung 2-10: Vergleich Volumina und Preise für die Mittwoche des Jahres 2011 im Tagesverlauf117

3000

70

2500

60

[MWh]

40 1500

[€]

50

2000

30 1000

20

500

10

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 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

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. 3000

100 90

2500

80 70 60

1500

50

[€]

[MWh]

2000

40 1000

30 20

500

10 0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Nov11 Vol

Jun11 Vol

Nov11 Preis

Jun11 Preis

Abbildung 2-12: Vergleich 2011: Volumen und Preise Jun - Nov119

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

[€]

70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 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-AheadPreise 2011120

Käufer

52,00 € - 10:20 52,00 € - 11:00 55 € - 08:00

Verkäufer

52 € - 12:00

35 € - 07:30 Abbildung 2-14: Beispielhaftes Handelsprozedere eines Stundenkontrakts um 12 Uhr im IntradayHandel.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 2011. 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 IntradayPreis etwas deutlicher über dem Day-Ahead-Preis.

120

Eigene Darstellung, Daten: epexspot.com

121

Eigene Darstellung

64

110 100 90

[€]

80 70 60 50 40 30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Intr. Median Jun. Mi.

Intr. Median Nov. Mi.

Day-Ahead Median Jun 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-Markt122

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 IntradayKapazitätsvergabe 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

Abbildung 2-16: Flexible Intraday Trading Scheme123

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-E125

123

Vgl. EPEX 2011

124

Vgl. Übertragungsnetzbetreiber 2010

125

Quelle: intraday-capacity.com und entsoe.net

66

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 27.09.2012). 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-Handelsvolumen126

Marktgebiete

Vol. 2010

Vol. 2011

Vol. Nov. 2012

in MWh

in MWh

in MWh

DE

10 244 153

15 897 935

1 278 786

FR Grenzüberschreitend

1 027 315

1 694 545 11,4 %

201 602 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 2010.127 Mit dem 16.10.2012 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

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 DayAhead-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 EEGMengen 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

Abbildung 2-18: Wälzungsmechanismus129

Abbildung 2-19: Überführung und Vermarktung von EEG-Strom130

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

Intraday-Vermarktung der ÜNB einnimmt, zeigt folgendes Diagramm: 100,00%

Handel Intraday ÜNB / Handel EPEX Intraday

90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00%

1 220 439 658 877 1096 1315 1534 1753 1972 2191 2410 2629 2848 3067 3286 3505 3724 3943 4162 4381 4600 4819 5038 5257 5476 5695 5914 6133 6352 6571 6790 7009 7228 7447 7666 7885 8104 8323 8542

0,00%

Abbildung 2-20: Jahresdauerlinie der ÜNB Intraday-Vermarktung am stündlichen EPEX-IntradayHandelsvolumen 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

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 Progno71

  

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“133

2.2 Terminmärkte und OTC-Handel 2.2.1 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. 3

135

Vgl. Spicker, J. 2010, S. 57 ff.

72

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. 3

137

Vgl. Spicker, J., 2010, S. 57 ff.

138

Vgl. Interview Händler B

139

Vgl. Interview Stadtwerk (groß)

140

Vgl. Dudenhausen 2012, S. 4

73

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.141

2.2.2 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/Forward142) 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. 1

144

Vgl. Nießen 2012, S. 1

74

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 Terminbörsen146 börslicher Spothandel kurz (Day-Ahead, Intraday)

börslicher Terminhandel lang (Week-, Month-,Quarter-,YearAhead)

Produkte

Tage, Stunden (Einzelstunden, Blöcke)

Wochen, Monate, Quartale, Saisons, Jahre

Motivation/ Zweck

Absicherung gegen Mengenrisiken, physische Erfüllung

Absicherung gegen Preisrisiken (Hedging), spekulative Gewinne, finanzielle Absicherung

Vertragserfüllung Preisbildung

physische Lieferung der Ware fortlaufender Handel, beidseitiges Auktionsmodell

finanzieller Ausgleich fortlaufender Handel mit Anfangsund Schlussauktion

Fristigkeit

Als Lieferort gelten die Regelzonen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und die Regelzone des französischen RTE (French-Future). Ein Baseload-FutureKontrakt 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. PeakFutures werden montags bis freitags von 08:00 Uhr bis 20:00 Uhr geliefert. Off-PeakKontrakte 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. 148

145

Vgl. Eller, R. 2010, S. 274 ff.

146

Eigene Darstellung i.A.a. Dudenhausen 2012, S. 7

147

Vgl. EEX 2012c, S. 6 ff.

148

Vgl. Konstantin, P. 2006, S. 47 ff.

75

An der EEX werden auch ein Terminhandel für EU-Allowances des EUEmissionshandels und ein Terminhandel für Kohle und Gas abgewickelt.

2.2.3 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 EEX150

Future

unbedingtes Börsengeschäft standardisiert Hinterlegung von Sicherheitszahlungen

Option

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. 2-37 ff.

150

Eigene Darstellung, i.A.a. Zander, W. 2012 , S. 7

76



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 20.000 € 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

des Portfoliorisikos bei gegebenem erwartetem Betrag oder bei Erhöhung des Ertrags bei gegebenem Portfoliorisiko zu einer Verbesserung des RisikoErtragsverhaltens 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 LongPosition-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 ShortPosition). Auch hier ist das Ziel eine heutige Festlegung des zukünftigen Preises, aber als Absicherung gegen steigende Preise.156

154

Vgl. Uszczapawski, I. 2008, S. 222 ff.

155

Vgl. Nießen, S. 2012, S. 2 ff.

156

Vgl. Uszczapawski, I. 2008, S. 237 ff.

78

Tabelle 2-9:

Definition für Long- und Shortposition bei Future-Hedging-Strategien157

Marktposition (physisch) Benötigte Futureposition

Preisrisiko Anwendung

long will Energie verkaufen (z.B. Kraftwerksbetreiber) short Lieferverpflichtung gegen vereinbarte Zahlung (Marktakteur: Verkäufer eines Terminkontraktes)

short benötigt Energie - muss kaufen (z.B. Verbraucher) long erhält Lieferung gegen Zahlungsverpflichtung (Marktakteur: Käufer eines Terminkontraktes)

fallende Preise Short-Hedge

steigende Preise Long-Hedge

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.159

157

Eigene Darstellung i.A.a. Nießen, S. 2012 S. 5 und Uszczapawski, I. 2008, S. 211

158

Vgl. Zander, W. 2012, S. 2

159

Vgl. Nießen, S. 2012, S. 5

79

Tabelle 2-10: Optionspositionen160

Call-Option Put-Option

Position Käufer Verkäufer call long -zahlt Optionsprämie call short -erhält Optionsprämie -besitzt Kaufrecht -Stillhalter im Unterlying put long -zahlt Optionsprämie -besitzt Verkaufsrecht

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 Option162

Zustand out-of-the-money at-the-money in-the-money

call SE

put S>E S=E S