Netze & Speicher

Broschüre: Sektorenkopplung in Nordrhein-Westfalen

Handlungsempfehlungen für NRW zu den Themen Netze und Speicher.

Handlungsempfehlungen für NRW

Plattform Sektorenkopplung

Unsere Projektdatenbank: Plattform Sektorenkopplung

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Information

Börsenhandel

Stromhandel
Wichtigste Handelsplattform für Stromprodukte ist die European Energy Exchange (EEX). Besser bekannt als die Strombörse, die ihren Sitz in Leipzig hat. An der EEX werden unter anderem europäische Stromprodukte, aber auch CO2-Zertifikate, Kohle, Gas und Agrarprodukte gehandelt. Die EPEXspot, die ihren Sitz in Paris hat, ist Mitglied der EEX Group. An der EPEXspot wird der Kurzfriststromhandel aus acht europäischen Ländern organisiert. Auf dem Marktplatz treffen Händler und Handelsprodukte aus Deutschland, dem Vereinigten Königreich, Frankreich, den Niederlanden, Österreich, Luxemburg und Belgien aufeinander. 2015 wurden 566 Terrawattstunden am Spotmarkt und 1.570 Terrawattstunden am Terminmarkt gehandelt.

Over-the-Counter (OTC)
Ein Großteil der Strommengen in Deutschland wird allerdings gar nicht an der Börse, sondern bilateral gehandelt. Man spricht hier vom OTC-Handel („Over-the-Counter“). In der Praxis sind dies meist langfristige Direktverträge zwischen Erzeugern und Verbrauchern.

Die Strombörsen

Die Handelsprodukte
Für den deutschen Börsenstromhandel gibt es zwei wichtige Marktplätze. Die European Energy Exchange (EEX), die häufig als „die Strombörse“ bezeichnet wird, hat ihren Sitz in Leipzig. Hier werden unter anderem europäische Stromprodukte, CO2-Zertifikate, Kohle, Gas und Agrarprodukte gehandelt. An der EPEXspot, die ihren Sitz in Paris hat, hingegen wird der Kurzfriststromhandel aus acht europäischen Ländern organisiert.

Der Intra-Day-Handel von Strom findet an der EPEXspot in Paris statt. Jeden Tag wird hier kontinuierlich Strom gekauft und verkauft. Die Stromprodukte des Intra-Day Handels werden noch am gleichen Tag geliefert und daher auch als kurzfristiger Stromgroßhandel bezeichnet. Immer mehr Akteure, die auf dem Regelenergiemarkt zu geringe Zusatzerlöse erzielen, erweitern ihr Portfolio um Intra-Day Produkte.

Mit seinen kurzfristigen Produkten grenzt sich der Intra-Day Handel insbesondere zum Stromhandel mit längeren Vorlaufzeiten ab. Längerfristig als der Intra-Day Handel, aber dennoch sehr flexibel, sind die Produkte des Day-Ahead-Handels, die für den folgenden Tag gehandelt werden. Dies findet ebenfalls an der EPEX Spot in Paris.

Der Terminmarkt hingegen ist auf langfristige Geschäfte ausgelegt. Bei den an der EEX in Leipzig gehandelten Terminkontrakten sieht man Laufzeiten von zum Teil mehreren Jahren. Diese Produkte nutzen die Teilnehmer, um ihre Grundversorgung über lange Zeiträume zu sichern. Die Strategie ist auf steigende Börsenstrompreise ausgerichtet und soll Handelsteilnehmer vor Preissprüngen schützen.

Um einen Referenzwert zu haben, wurde 2001 der Referenzindex Physical Electricity Index (Phelix) eingeführt. Er beschreibt den Durchschnittswert, beziehungsweise den Preisindex, der an der EPEXspot gehandelten Spotmarktprodukte. Damit wurde ein Handel von finanziellen Stromderivaten innerhalb und außerhalb der Börse möglich. Mit seinen Marktdaten trägt der Phelix maßgeblich zur Preisbildung an den Terminmärkten bei. Eine wichtige Unterscheidung sind die Baseload, die Peakload und die Off-Peak Preise. Sie beschreiben, in welchem Marktumfeld die Preisbildung entstanden ist. Off-Peak sind die Schwachlastzeiten, also Nächte und das Wochenende, Peak Preise sind die Zeiten, in denen das Netz historisch am stärksten beansprucht ist, also wochentags von morgens bis abends. Mit der Baseload werden alle Stundenkontrakte des Handelstages betrachtet.

Der Regelenergiemarkt
Ein viel beachteter Markt, der aber nur einen sehr kleinen Anteil des gesamten Strommarktes ausmacht, ist der Regelenergiemarkt. Für den Zeitraum vom 4. bis zum 9. September 2017 haben die Übertragungsnetzbetreiber rund 1,4 GW Primärregelleistung, 1,8 GW negativer und 1,9 GW positiver Sekundärregelleistung sowie Minutenreserve in einer Größenordnung von 1,8 GW negativer und 1,3 GW positiver Regelenergie ausgeschrieben. Regelenergie wird immer dann abgerufen, wenn der gehandelte Strom und der tatsächliche Strombedarf voneinander abweichen.

Anders als an der Strombörse werden hier die Preise im Pay-as-bid Verfahren festgelegt. Jeder Marktteilnehmer erhält also den Preis, mit dem er ins Angebot gegangen ist. Außerdem können Anbieter von Regelenergie mit zwei Preisen kalkulieren. Der so genannte Leistungspreis vergütet die Vorhaltung der Leistung. Anbieter geben einen Preis für die Bereitschaft an, im Bedarfsfall ihre Anlage einzusetzen. Bei einem Kraftwerk würde dies die Bereitschaft sein, seine Leistung zu erhöhen oder zu drosseln, bei einem großen industriellen Verbraucher, den Verbrauch entsprechend zu senken oder zu erhöhen. Auch Speichersysteme und Notstromaggregate nehmen am Regelenergiemarkt teil. Die Höhe des Leistungspreises entscheidet über die Abrufreihenfolge. Erst im Falle des tatsächlichen Einsatzes auf dem Regelenergiemarkt wird dann der Arbeitspreis bezahlt. Neben dem Preis für die Bereitstellung lassen sich die Anbieter von Regelenergie hier für die Steuerung des Kraftwerks, das Lastmanagement oder den Einsatz von Speichersystemen und Notstromaggregaten vergüten. Um Regelenergie anbieten zu können, bewerben sich mit den Arbeits- und Leistungspreisen bei den Übertragungsnetzbetreibern. Einen Zuschlag kann allerdings nur erhalten, wer sich im Vorfeld präqualifiziert hat. In letzter Zeit erfüllen immer mehr Akteure die Zugangsbestimmungen für den Regelenergiemarkt. Dies hat zur Folge, dass sich die Preise zunehmend nach unten entwickeln.

Merid-Order und Differenzkosten
Der Handel mit Strom an der Börse folgt der Grenzkostenlogik. Entscheidend für den Strompreis sind die variablen Kosten und damit vor allem die Brennstoffpreise der Kraftwerke. Je günstiger die Grenzkosten umso niedriger sind die gehandelten Preise.

Die weitere Preisbildung folgt dem System der Merit-Order. Die Entwicklung des Börsenstrompreises hängt von zwei Faktoren ab: Wie hoch ist die Stromnachfrage und welche Kraftwerksleistung wird angeboten? Grundsätzlich funktioniert die Preisbildung nach dem Uniform Pricing. Genau das teuerste Kraftwerk, das noch gebraucht wird, um die Nachfrage zu bedienen, setzt den Preis für alle anderen Kraftwerke. Man spricht hier vom Market-Clearing-Price (MCP) beziehungsweise Markträumungspreis, der vom letzten zugeschlagenen Angebot gesetzt wird. Die Differenz zwischen dem Einheitspreis und den jeweiligen Grenzkosten sind die sogenannten Deckungsbeiträge, also der Erlös, den die Kraftwerke an der Börse erzielen können.

EEG-Vergütung und Differenzkosten
Da die erneuerbaren Energien mit Grenzkosten nahe null produzieren, wird der Börsenstrompreis umso niedriger, je höher die Einspeisung erneuerbarer Energien ist. Preissetzend werden in solchen Situationen häufig diejenigen Kraftwerke, die sonst regelmäßig höhere Deckungsbeträge erzielen konnten. Kraftwerke, die hohe Grenzkosten aufweisen, fallen aus dem Markt.

Bisher ist der niedrige Börsenstrompreis für erneuerbare Energieanlagen weniger problematisch als für konventionelle Anlagen. Über den im Erneuerbare-Energie-Gesetz (EEG) verankerten Anspruch auf für zwanzig Jahre festgelegte Einspeisetarife sind sie abgesichert. Mit den sogenannten Differenzkosten, die vom Stromkunden als EEG-Umlage getragen werden, wird die Lücke zwischen Erlös an der Börse und gesetzlich garantiertem Einspeisetarif geschlossen. So federt das System die Problematik ab, dass vergleichsweise hohe Investitionskosten sehr niedrigen Betriebskosten gegenüberstehen. Problematisch ist der niedrige Börsenstrompreis allerdings für erneuerbare Energien Anlagen, deren Anspruch auf EEG-Vergütung ausläuft. Derzeit sind die Börsenstrompreise so niedrig, dass selbst der Weiterbetrieb nach dem Ende des Vergütungsanspruches betriebswirtschaftlich sehr anspruchsvoll und in vielen Fällen nicht möglich ist.

Welche Herausforderungen sich hieraus für das Energiemarktdesign ergeben, erklärt der Fachartikel über den Zusammenhang von Börsenhandel, Börsenstrompreis und EEG-Vergütung.

Dipl.-Ing. Frank Schäfer
Leiter Themengebiet Netze, Speicher
EnergieAgentur.NRW
0211 86642147
schaefer@energieagentur.nrw

Bettina Miserius M. A.
Themengebiet Netze, Speicher
EnergieAgentur.NRW
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Dr.-Ing. Alexa Velten
Themengebiet Netze, Speicher
EnergieAgentur.NRW
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Jasmin Wagner M. Sc.
Themengebiet Netze, Speicher
EnergieAgentur.NRW
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Jennifer Ziller M. A.
Themengebiet Netze, Speicher
EnergieAgentur.NRW
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