English

Wettbewerbliche Markt- und Systemintegration EE – Monetäre Konsequenzen des Modells der Echtzeitwälzung sowie potenzielle Freiheitsgrade für aktive Akteure

Autoren
Eva Hauser, Martin Luxenburger, Matthias Sabatier, Thorsten Lenck, Steffen Schmiedeke

Erscheinungsdatum
Juli 2014

Partner
Wirtschaftsverband Windkraftwerke e.V.

Fragestellung

Eine Transformation des Stromsystems wird nicht ohne Übergangsphase, die den Marktakteuren eine Eingewöhnung und Anpassung an die neuen Erfordernisse einräumen, möglich sein. Ein erstes Ziel dieser Studie ist es daher, die mit der Einführung der Echtzeitwälzung verbundenen monetären Risiken zu quantifizieren. Die Berechnung basiert auf den qualitativ hohen EE-Prognosen des Bündlers sowie den individuellen Zuteilungsschlüsseln aus den einzelnen Absatzprognosen für den Folgemonat. Dabei orientiert sich das Modell der Echtzeitwälzung an vertrauten Prozessen der einstigen Bandwälzung, behebt jedoch deren Schwächen, da es die Lieferanten wesentlich stärker in direkten Kontakt mit dem fluktuierenden Charakter der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien bringt.

Zentrale Ergebnisse

  • Der wachsende Anteil Erneuerbarer Energien erfordert Transformationsprozesse mit neuen Aufgabenfeldern und Marktrollen; je frühzeitiger diese eingeleitet werden, umso eher kann die Integration und der Ausgleich insbesondere fluktuierend einspeisender EE als Lernprozess und als Chance genutzt werden. Dabei sind in der Transformationsphase die bereits vorhandenen Kompetenzen wie das Wissen der Stromvertriebe über die Nachfrageprofile und -flexibilitäten der Verbraucher optimal einzubinden.
  • Aufgrund der bisherigen Rahmenbedingungen, etwa der Möglichkeit langfristiger Beschaffungsstrategien, nutzen sie die ihnen hierdurch zugänglichen Flexibilisierungspotenziale jedoch meist nur unzureichend.
  • Deswegen wird das Modell der Echtzeitwälzung (kurzfristige Wälzung des EEG-Stroms in die Bilanzkreise der Lieferanten) vorgeschlagen, das durch einen Residualmarkt für Flexibilitätsoptionen komplettiert wird:

    • Aufgrund der Vorteilhaftigkeit zentraler Ertragsprognosen kommt es weiterhin zu einem „Einsammeln“ der deutschlandweiten fluktuierenden Einspeisung EE durch einen zentralen Akteur, bspw. die ÜNB
    • In Anlehnung an die historische Bandwälzung prognostizieren die Vertriebe ihren Verbrauch für den Folgemonat, aus dem ein Zuteilungsschlüssel errechnet wird, anhand dem eine kurzfristige (viertelstündliche) Wälzung des national fluktuierend einspeisenden EE-Profils vorgenommen wird

  • Somit ergibt sich eine geteilte Verantwortung: Der zentrale Einsammler ist für die Güte der Einspeiseprognosen verantwortlich und den Vertrieben obliegt es, eine hohe Güte der eigenen Lastprognosen aufrechtzuerhalten und eine zunehmend flexiblere Residualbeschaffung zu beherrschen.
  • Die physikalische Wälzung erfordert seitens der Vertriebe eine zusätzliche Bewältigung von Mengen-, Marktpreis- und Korrelationsrisiken zu deren Bewältigung drei Strategien gewählt werden können:
  1. Vollständige Risikoabwälzung auf Kunden durch ex-post-Verrechnung
  2. Preisfixierung der eingewälzten fluktuierend eingespeisten EE-Mengen
  3. Gesamtkostenfixierung für den Kunden
  • Bei der Annahme, in 95 % der Fälle keinen Verlust auf Seiten der Vertriebe zu generieren, ergibt sich ein Risikofaktor von 11,68 €/MWh für die gewälzte Strommenge. Bezogen auf die vom Kunden verbrauchte kWh schwankt der benötigte Risikozuschlag in den Einzelmonaten zwischen 0,05 und 0,2 ct/kW
  • Als Option wurde ein nach Technologiearten differenzierendes Zuteilungsmodell erarbeitet, bei dem ein bestimmtes Verhältnis einen vergleichsweise hohen Anspruch wie bei der Wälzung stellt.

Ihr Ansprechpartner

Herr
Robert Brandt
Telefon: 030 / 275 81 70 - 0