Kategorie: Grundlagen Energiewirtschaft

Mengen- und wertneutraler Hedge

von Marianne Diem, August 2016
Beschaffungsstrategie Beschaffung Standardprodukte

Wie ermittelt man den mengen- oder wertneutralen Hegde in Base und Peakkontrakten für einen Strom- oder Gasfahrplan und welches Verfahren ist richtiger? Energieversorger liefern ihren physisch belieferten Kunden ihren Energiebedarf in jeder Viertelstunde und stellen hierfür auch im Vorhinein einen Preis. Für die Absicherung am Terminmarkt stehen jedoch nur Standardprodukte zur Verfügung.

Handelbare Terminprodukte

Die handelbaren Terminkontrakte im Strommarkt sind im Wesentlichen Jahres-, Quartals- und Monatskontrakte Base und Peak. Der Basekontrakt besteht in einer Bandlieferung mit gleicher Leistung über alle Viertelstunden des Lieferzeitraums. Der Peakkontakt besteht in einer Bandlieferung Mo – Fr von 8:00 – 20:00 Uhr. Nicht-Peakzeiten werden auch als Offpeakzeiten bezeichnet. Eine Bandlieferung zu Offpeakzeiten, die sich als Differenz aus einer Baselieferung und einer Peaklieferung mit gleicher Leistung ergibt, heißt auch Offpeakkontrakt.

Wertneutraler Hedge Base-Peak

Im Gasmarkt werden ausschließlich Baselieferungen für die Lieferzeiträume Jahr, Quartal und Monat und zusätzlich die Saisonkontrakte Sommer und Winter gehandelt. Eine Season beinhaltet entweder jeweils die Monate Oktober bis März (Winter-Season) oder jeweils die Monate April bis September (Sommer-Season).

Dies sind nicht alle Kontrakte, die an den Terminmärkten handelbar sind. Weitere Kontrakte an der EEX und auf OTC-Märkten (sogenannte Offstandards) werden jedoch wegen der vergleichsweise geringeren Liquidität hier zunächst nicht betrachtet.

Auch die genannten Kontrakte sind immer nur für einen begrenzten Zeitraum in die Zukunft liquide handelbar. Darüber hinaus werden zwar auf den OTC-Märkten ebenfalls Preise gestellt. Diese enthalten dann aber möglicherweise Sicherheitsaufschläge des Lieferanten. Jahreskontrakte können im allgemeinen für die drei Folgejahre liquide gehandelt werden, Quartalskontrakte bis zu 6 Quartale in die Zukunft, Monatskontrakte bis zu 6 Monate in die Zukunft. Dies ist aber immer auch von den Marktzugängen des Unternehmens (Anzahl der EFET-Verträge, vorhandener Börsenzugang) und der aktuellen Marktsituation abhängig. Die handelbaren Größe beträgt in der Regel 1 MW. Der Preis wird auf 0,01 €/MWh genau quotiert.

Wir betrachten im Folgenden die Ermittlung eines optimalen Hedges für einen Stromfahrplan in Terminkontrakten Base und Peak. Für einen Gasfahrplan lässt sich ein optimaler Hedge ähnlich ermitteln. Dort erfolgt eine Absicherung nur mit Basekontrakten.

Mengenneutraler Hedge

Um eine Vertriebslieferung in Viertelstundengranularität auf den Energiehandelsmärkten abzusichern, muss der Lieferfahrplan somit bestmöglich in Handelskontrakten approximiert werden. Die erste Frage ist dabei, welche Handelskontrakte im Augenblick überhaupt handelbar sind. Je nachdem muss die Absicherung in Jahreskontrakten, Quartalskontrakten oder Monatskontrakten erfolgen.

Der einfachste Ansatz die erforderlichen Hedgekontrakte zu ermitteln, ist der mengenneutrale Hedge. Der mengenneutrale Hedge enthält im jeweiligen Hedgezeitraum (Jahr, Quartal oder Monat) dieselbe Lieferungsmenge wie der ursprüngliche Lastgang. Die Mengengleichheit gilt auch jeweils separat betrachtet für Peak- und Offpeakzeiten.

Bei der Berechnung des mengenneutralen Hedges für einen Lastgang L (exemplarisch für Jahreskontrakte) ergibt sich die erforderliche

  • Jahresbaseleistung B als Mittelwert über die Leistung Li aller Offpeak-Stunden des Lieferzeitraums
    B = \frac{\sum _{i = \text{offpeak}} L_i} {\sum_{i = \text{offpeak}} 1}
  • Jahrespeakleistung P als Mittelwert über die Leistung Li aller Peak-Stunden des Lieferzeitraums abzüglich der bereits ermittelten Baseleistung
    P = \frac{\sum _{i = \text{peak}} L_i} {\sum_{i = \text{peak}} 1} - B

Soll ein Hedge in Quartals- oder Monatskontrakten erfolgen, so wird der Fahrplan in Quartals- oder Monatslieferungen zerlegt und für jeden dieser Einzelfahrpläne obige Rechnung durchgeführt. Es ergibt sich jeweils die Base-Peak-Zerlegung für jeden Monat oder jedes Quartal.

Wertneutraler Hedge

Im Gegensatz zum mengenneutralen Hedge hat der wertneutrale Hedge im jeweiligen Hedgezeitraum (Jahr, Quartal oder Monat) nicht dieselbe Menge wie der ursprüngliche Lastgang sondern denselben Wert. Auch diese Gleichung soll wieder separat für Peak- und Offpeakzeiten gelten. Auch hier kann ein Hedge je nach Verfügbarkeit liquider Terminkontrakte auf Jahres-, Quartals- oder Monatsbasis erfolgen.

Bei der Berechnung des wertneutralen Hedges für einen Lastgang L (exemplarisch für Jahreskontrakte) ergibt sich die erforderliche

  • Jahresbaseleistung B als gewichtetes Mittel über die Leistung Li aller Offpeak-Stunden des Lieferzeitraums gewichtet mit der aktuellen HPFC H
    B = \frac{\sum _{i = \text{offpeak}} L_i \cdot H_i} {\sum_{i = \text{offpeak}}H_i}
  • Jahrespeakleistung P als gewichtetes Mittel über die Leistung Li aller Peak-Stunden des Lieferzeitraums gewichtet mit der aktuellen HPFC H abzüglich der bereits ermittelten Baseleistung
    P = \frac{\sum _{i = \text{peak}} L_i\cdot H_i} {\sum_{i = \text{peak}}H_i} - B

Vergleich mengenneutraler und wertneutraler Hedge

Bei einem mengenneutralen Hedge hat der Differenzfahrplan zwischen Fahrplan und Hedge die Gesamtmenge Null. Wird im Unternehmen grundsätzlich mengenneutral gehedgt, so ist zu erwarten, dass beim Schließen des Differenzfahrplans auf dem Spotmarkt ebenso viel gekauft wie verkauft wird.

Bei einem wertneutralen Hedge hat der Differenzfahrplan zwischen Fahrplan und Hedge den Wert Null. Die Erwartung ist hier, dass das Schließen des Differenzfahrplans auf dem Spotmarkt nicht systematisch zu Ergebnissen in einer Richtung (Aufwand oder Erlöse) führen wird. Bei einem typischen Vertriebslastgangs führt es mengenmäßig dazu, dass mehr Menge gekauft wird, als im Fahrplan geliefert wird und somit netto Mengen auf dem Spotmarkt verkauft werden.

Die eigentliche Erwartung an eine Terminmarktabsicherung ist jedoch, dass das Hegdegeschäft den Preis, der für die Fahrplanlieferung gestellt wurde, bestmöglich absichert. Wir nehmen somit an, dass zum gleichen Zeitpunkt ein Lastgang L an einen Kunden verkauft wurde und für dieses Geschäft ein Hedge am Terminmarkt AL getätigt wurde. Ist H0 die HPFC zum Abschlusszeitpunkt, so haben Lastgang und Hedge gemeinsam den Wert:

(A_L - L) \bullet H_0

Dabei ist

x \bullet y = \sum_i x_i y_i

das Skalarprodukt von Vektoren, d.h. von Zahlenfolgen x = (x1, … , xn) und y = (y1, … , yn). Die Frage ist nun, wie weit der Hedge das Unternehmen gegen Marktpreisänderungen absichert. Ein geändertes Marktniveau zu einem späteren Zeitpunkt spiegelt sich in einer HPFC H1 wieder. Die betrachteten Geschäfte haben nun den Wert:

(A_L - L) \bullet H_1

Das Ergebnis aus der Marktpreisänderung ergibt sich für das Unternehmen als

(A_L - L) \bullet (H_1- H_0)

Nun kann man zwei Spezialfälle betrachten:

1. Preisshift um eine Konstante

Wenn der neue Marktpreis H1 sich als H0 plus einen konstanten Aufschlag a (positiv oder negativ) auf alle HPFC-Stundenpreise ergibt, so ist die Ergebniswirkung daraus:

(A_L - L) \bullet (H_1-H_0)  = (A_L - L)  \bullet I\cdot a = a \cdot \sum_i ({A_L}_i - L_i)

Dabei istI ein Vektor mit nur Einsen und i läuft über alle Werte des indizierten Vektors. Für einen mengenneutralen Hedge ist die Menge des Differenzfahrplans AL – L Null, das Ergebnis ist somit Null und der Hedge perfekt. Mengenneutrale Hedges sichern perfekt gegen Parallelshifts des Preisniveaus.

2. Proportionale Preisveränderung

Ein anderer naheliegender Spezialfall ist, dass der neue HPFC-Preis H1 sich durch eine proportionale Anpassung der alten HPFC ergibt, d.h. alle Preise haben sich um einen konstanten Faktor geändert und H1 = a · H0. Dann ist die Ergebniswirkung daraus:

(A_L - L) \bullet (H_1-H_0) = (A_L - L) \bullet (a\cdot H_0 - H_0)  =  (a-1) \cdot (A_L - L) \bullet H_0

Für einen wertneutralen Hedge ist

(A_L - L) \bullet H_0 = 0

Das Ergebnis ist somit Null und der Hedge perfekt. Wertneutrale Hedges sichern perfekt gegen proportionale Preisänderungen.

Was ist richtiger?

Tatsächlich ändern sich am Terminmarkt die Preise einiger Kontrakte. Die Änderungen lassen sich im allgemeinen weder durch eine additive (Parallelshift) noch durch eine multiplikative (proportionale) Anpassung der HPFC vollständig abbilden. Ob jedoch eine generelle Änderung des Preisniveaus am Terminmarkt eher in einer proportionalen Anpassung von Stundenpreisen der HPFC umgesetzt wird oder eher in Parallelshifts der HPFC, wird durch das verwendete HPFC-Modell vorgegeben. Die meisten HPFC-Modelle reagieren auf eine Änderung der handelbaren Terminpreise überwiegend mit einer proportionalen Anpassung der HPFC-Stundenpreise. Insofern zeigen wertneutrale Hedges für ein HPFC-bewertetes Portfolio eine bessere Absicherungswirkung als mengenneutrale Hedges.

 

Marktdesign der Energiewirtschaft

von Marianne Diem, September 2016
Marktdesign-der-regulierten-Energiewirtschaft

Die Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes von 1998 änderte die Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft grundlegend. Im Folgenden werden die zentralen Mechanismen dieses lange als „Neue Welt der Energiewirtschaft“ bezeichneten Marktdesigns dargestellt.

Ziel und Herausforderung des 1998 in seinen Grundzügen geschaffenen und seither weiterentwickelten Marktdesigns ist es, einerseits durch Wettbewerb für marktgerechte Preise zu sorgen, andererseits die für Versorgungssicherheit und Systemstabilität erforderliche Koordination von Erzeugung, Verbrauch und Netz über Marktmechanismen zu erreichen. Dies geschieht im Wesentlichen durch die folgenden Mechanismen:

Die Darstellung dieser Mechanismen erfolgt im Wesentlichen am Beispiel der Stromwirtschaft. Auf Besonderheiten der Gaswirtschaft wird bei Gelegenheit hingewiesen.

Eine Herausforderung für das derzeitige Marktdesign stellt die massive Einspeisung Erneuerbarer Energien dar. Hierauf gehen wir am Ende ein.

Marktrollen der Energiewirtschaft

Das wesentliche Prinzip des Marktdesigns der regulierten Energiewirtschaft ist die Trennung von Energieerzeugung, Energiehandel und Energievertrieb einerseits und dem Netzbetrieb andererseits. Wir beginnen somit zunächst mit den Marktrollen der regulierten Energiewirtschaft.

1. Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

Übertragungsnetzbetreiber betreiben Übertragungs- bzw. Transportnetze mit Drehstrom-Hochspannungsübertragung mit einer europaweiten Netzfrequenz von 50 Hz. Der Übertragungsnetzbetreiber ist zuständig für die Systemsicherheit. Die hiermit verbundenen Aufgaben werden in den folgenden Kapiteln dargestellt.

In Deutschland gibt es vier Übertragungsnetzbetreiber:

  • Tennet TSO
  • 50Hertz Transmission
  • Amprion
  • TransnetBW

Marktgebiet Regelzonen

2. Der Marktgebietsverantwortliche (MGV)

Der Marktgebietsverantwortliche eines Gas-Marktgebietes hat ähnliche Aufgaben wie der Übertragungsnetzbetreiber für ein Strom-Übertragungsnetz. Das von ihm verantwortete Marktgebiet ist ein Zusammenschluss von Fernleitungsnetzen zu einer Handelszone, in der gleiche Gas-Handelspreise gelten. In Deutschland gibt es zwei Marktgebietsverantwortliche:

  • Gaspool und
  • NetConnect

marktdesign-marktgebiete

3. Der Verteilnetzbetreiber (VNB)

Der Verteilnetzbetreiber ist ein Unternehmen, das Strom- bzw. Gasnetze zur Verteilung an Endverbraucher betreibt. Er ist verantwortlich für die Durchleitung und Verteilung von Elektrizität oder Gas sowie für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau seines Netzes. Hierfür erhält er von den Endverbrauchern Netznutzungsentgelte.

Sofern der Netzbetreiber mit diesen Aufgaben nicht andere Parteien betreut hat, ist er ebenfalls verantwortlich für:

  • die Ablesung von Geräten, welche an einer Messlokation zur Ermittlung und Übermittlung von Messwerten notwendig sind
  • den Einbau, den Betrieb und die Wartung von Geräten, die an der Messlokation für die Ermittlung und Übermittlung von Messwerten notwendig sind

Verteilnetze werden oftmals von Stadtwerken betrieben. In Deutschland gibt es 867 Stromnetzverteiler und 700 Gasnetzbetreiber.

4. Der Lieferant (LF)

Der Lieferant ist verantwortlich für die Belieferung von Marktlokationen, die Energie verbrauchen und die Abnahme der Energie von Marktlokationen, die Energie erzeugen. Lieferanten sind die Vertragspartner für den Endkunden.

Lieferanten müssen Verträge mit  den Verteilnetzbetreibern abschließen, aus deren Netzen Energie entnommen oder in deren Netze Energie eingespeist werden soll (Lieferantenrahmenvertrag). Der Lieferantenrahmenvertrag regelt den Zugang zum gesamten Elektrizitätsversorgungsnetz.

5. Der Bilanzkreisverantwortliche (BKV)

Bilanzkreise sind das Kernstück des Marktdesigns der regulierten Energiewirtschaft. Über sie wird erreicht, dass Strom und Gas einerseits wie Wertpapiere gehandelt werden können andererseits trotzdem sichergestellt werden kann, dass Einspeisung und Abnahme im Netz übereinstimmen und die Netzstabilität gewahrt bleibt. Die Funktionsweise von Bilanzkreisen und die Verantwortung des Bilanzkreisverantwortlichen werden im nächsten Kapitel erklärt.

Bilanzkreise und Bilanzkreismanagement

Ein Bilanzkreis ist ein virtuelles Energiemengenkonto für Strom und Gas. Der Bilanzkreis verbindet die virtuelle Welt des Strom- und Gashandels mit der physischen Welt der Energielieferung und der Netzstabilität. Über Bilanzkreise wird sichergestellt, dass nur genau die Energie verkauft oder geliefert wird, die zur gleichen Zeit produziert wird und dass jeder Energielieferant seinen Absatz auch exakt an den Energiemärkten oder über eigene Erzeugung beschafft hat.

Regulatorische Grundlagen des Bilanzkreismanagements sind das EnWG, die Netzzugangsverordnung Strom und Gas sowie der Leitfaden Marktprozesse für die Bilanzkreisabrechnung Strom und der Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas.

1. Bilanzkreiszuordnung

Lieferanten sind im Rahmen der Netzzugangsverträge (Lieferantenrahmenvertrag) verpflichtet, alle von ihnen versorgten Entnahme- und Einspeisepunkte einem Bilanzkreis der zugehörigen Regelzone zuzuordnen. Eine Neuzuordnung erfolgt regelmäßig, wenn ein Kunde seinen Lieferanten wechselt.

 

Marktdesign Bilanzkreis Zuordnung

Der Lieferant kann seinen Bilanzkreis als Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) selbst beim ÜNB führen. Es sind aber auch vertragliche Regelungen möglich, nach denen die Zählpunkte des Lieferanten in einen sogenannten Unterbilanzkreis z.B. eines Vorlieferanten eingebracht werden. In diesem Fall übernimmt der Vorlieferant die Rolle des Bilanzkreisverantwortlichen.

2. Bilanzkreisausgleich der BKVs

Der Bilanzkreis ist Gegenstand eines Bilanzkreisvertrages zwischen BKV und ÜNB / MGV. Im Rahmen des Bilanzkreisvertrages ist der BKV dem ÜNB / MGV verpflichtet, seinen Bilanzkreis ausgeglichen zu halten.

Um dem ÜNB / MGV nachzuweisen, dass der eigene Bilanzkreis ausgeglichen ist, muss der BKV für alle seinem Bilanzkreis zugeordneten Einspeise- und Entnahmestellen täglich eine Lastprognose erstellen. Auf Basis der Prognose ist er verpflichtet, dem Übertragungsnetzbetreiber / Marktgebietsverantwortlichen in einem regulatorisch vorgegebenen Datenaustauschprozess täglich für den Folgetag auf viertelstündlicher Basis (Strom) bzw. im Allgemeinen auf Basis von Tageswerten (Gas) alle Entnahmen, Einspeisungen und Lieferungen von und an seinen Bilanzkreis zu melden. Energiehandelsgeschäfte stellen Lieferungen von Bilanzkreis an Bilanzkreis dar.

Energieverbraucher und Energieeinspeiser, deren historische Messwerte nur in Form eines Jahreswertes vorliegen, werden auf Basis sogenannte Standardlastprofile (hierzu später) berücksichtigt.

Marktdesign-Bilanzkreis-Ausgleich

3. Physischer Ausgleich durch den ÜNB

Durch die Zuweisung aller Ein- und Ausspeisepunkte einer Regelzone zu einem Bilanzkreis und durch den Bilanzkreisausgleich der BKVs ist sichergestellt, dass die Regelzone auf Basis von Vortagesprognosen ausgeglichen ist. Tatsächlich weichen jedoch sowohl die Abnahmen der Verbraucher als auch die Einspeisung der Kraftwerke (wir beschränken uns hier auf Strom) von der Vortagesprognose ab. Ursachen hierfür sind:

  • Flukturierende Einspeisungen von Wind-.und Solaranlagen
  • zufällige Verbrauchsschwankungen
  • Kraftwerksausfälle

Abweichungen zwischen Einspeisung und Verbrauch führen zu einem Abfallen oder Ansteigen der Netzfrequenz. Wird die Abweichung von der Sollfrequenz von 50 Hz zu groß, gehen Generatoren durch Sicherheitsabschaltung vom Netz und es kommt unter Umständen zu großräumigen Stromausfällen. Somit wird die Netzfrequenz durch den Übertragungsnetzbetreiber durch Abruf flexibler Abnehmer und Einspeiser stabilisiert. Die ÜNB betreiben hierfür eine Auktionsplattform für Regelleistung, auf der Kraftwerke und auch Abnehmer auf Abruf verfügbare Flexibilitäten anbieten können. Akute Ungleichgewichte zwischen Last und Erzeugung werden somit durch Abruf von Regelleistung auf Minuten- und sogar Sekundengranularität ausgeglichen.

 

Marktdesign-physischer-Ausgleich

 

4. Bilanzkreisabrechnung und Ausgleichsenergie

Die Summe aller Bilanzkreisabweichungen ergibt die Abweichung der Regelzone. Somit lassen sich Regelzonenabweichungen und deren Kosten verursachungsgerecht zuordnen. Dies geschieht in der Bilanzkreisabrechnung. Beteiligt sind auch hier wieder ÜNB und BKV. Jedem BKV wird in jeder Viertelstunde positive oder negative Ausgleichsenergie für die tatsächliche Abweichung der Mengenbilanz seines Bilanzkreises zugewiesen:

Marktdesign-Bilanzkreis-Abrechnung

Durch den Ausgleich der Regelzone entstehen dem ÜNB in jeder Viertelstunde spezifische Kosten oder Erlöse E. War die Regelzone in einer Viertelstunde überdeckt – d.h. es wurde mehr Energie eingespeist als abgenommen – so kann es sein, dass die Energie noch zu positiven Preisen abgenommen wurde und dem ÜNB Erlöse entstanden sind. Typischerweise entstehen jedoch in jeder Richtung Kosten. Die spezifischen Kosten oder Erlöse, die dem ÜNB pro MW Abweichung in einer gegebenen Viertelstunde entstanden sind, ergeben (in etwa) den Ausgleichsenergiepreis a, der nun allen Bilanzkreisverantwortlichen für ihre Bilanzkreisabweichung in Rechnung gestellt wird. Da die Summe der Abweichungen ABi aller Bilanzkreise Bi die Abweichung der Regelzone AR ergibt, geht diese Rechnung genau auf:

E = a \cdot A_R = a \cdot  \sum_i {A_{B_i }} = \sum_i {a \cdot A_{B_i}}

Die nachfolgende Graphik zeigt den Verlauf des viertelstündlichen Ausgleichsenergiepreises in €/MWh im Mai 2015 zusammen mit einer Ganglinie geordneter Preise (rot):

Marktdesign-Ausgleichsenergiepreise

50% der Preise liegen zwischen -24 €/MWh und +62 €/MWh. Der Preisverlauf zeigt deutlich, dass bei Überdeckung der Regelzone die Abnehmer in der Regel bezahlt werden müssen – teilweise mit sehr hohen Preisen. Der nachfolgende Streugraph mit Regressionslinie zeigt, dass Ausreißer der Ausgleichsenergiepreise nur zu einem geringen Teil mit dem Regelsaldo erklärt werden können:

Marktdesign-Streugraph-Ausgleichenergiepreise
Als Regressionsgleichung ergibt sich

f(x): y = - 0,8812 + 0,0902 \cdot x

 

5. Der Differenzbilanzkreis des Verteilnetzbetreibers

Nicht adressiert ist nach dem bisher Gesagten die Abweichung der Standardlastprofilkunden. Diese werden nur auf Basis eines standardisierten Profils prognostiziert und Istwerte liegen ebenfalls nur als Jahresmengen vor. Ihre tatsächliche Abweichung vom Standardlastprofil wird somit im Bilanzkreis des Lieferanten nicht sichtbar. Im Soll wie im Ist gibt es für den individuellen Abnehmer keine besseren Daten als das Standardlastprofil.

Messbar ist jedoch die aggregierte Abweichung dieser Kunden im Verteilnetz. Dem Bilanzkreis des Verteilnetzbetreibers wird diese Abweichung somit auch zugeordnet. Das bedeutet, dass die Abweichung aller Standardlastprofilkunden im Bilanzkreis der Lieferanten per definitionem Null ist. Im sogenannten Differenzbilanzkreis des Verteilnetzbetreibers erscheint als Bilanzabweichung die Differenz zwischen der tatsächlichen Last aus allen Standardlastprofilkunden abzüglich der von den Lieferanten gemeldeten und beschafften Standardlastprofile. (Wir beschränken uns in dieser Darstellung auf sogenannte synthetische Lastprofile.)

Die Istlast der SLP-Kunden in einem Verteilnetz ergibt sich dabei als die Gesamtlast im Netz abzüglich aller gemessenen Lasten.

6. Besonderheiten der Gaswirtschaft

Auch in der Gaswirtschaft werden Bilanzkreise geführt und der MGV sorgt durch den Mechanismus von Regelenergie und Ausgleichsenergie für die Systemsicherheit. Durch die Speicherfähigkeit des Gasnetzes gibt es jedoch hier mehr Spielräume für eine Abweichung zwischen Einspeisung und Bedarf. Somit erfolgt die Gasbilanzierung für alle bis auf sehr große Einspeise-  und Ausspeisestellen (z.B. Kraftwerke) nur auf Tagesbasis. Weiterhin wird auch für Abnahmestellen mit registrierender Leistungsmessung eine Toleranz für Abweichungen gewährt.

Dafür sind die Ausgleichsenergiepreise Gas unsymmetrisch, d.h. für eine Überdeckung des Bilanzkreises in einer gegebenen Viertelstunde wird grundsätzlich ein niedrigerer Ausgleichsenergiepreis vergütet als für eine Unterdeckung zur selben Viertelstunde. Dies führt zu Vorteilen bei der Zusammenführung von Bilanzkreisen als Unterbilanzkreise eines Rechnungsbilanzkreises. Hieraus resultiert das Geschäftsmodell der Bilanzkreiskooperation.

Weiterhin ist in der Gasbilanzierung eine Regelenergieumlage auf die allokierte Menge zu zahlen. Weitere Entgelte werden für die virtuelle Wandlung von H-Gas in L-Gas und umgekehrt berechnet (Konvertierungsentgelt). Insgesamt ist die Gasbilanzierung deutlich komplizierter als die Strombilanzierung.

7. Ergebnis

Mit dem Mechanismus des Bilanzkreismanagements ist somit erreicht, dass jeder Einspeiser oder Verbraucher und auch jede Lastabweichung einem Bilanzkreisverantwortlichen zugeordnet ist. Der Bilanzkreisverantwortliche trägt gegenüber dem ÜNB / MGV die Verantwortung, dass die erwartete Last der zugeordneten Zählpunkte nach bestem Wissen an den Handesmärkten glattgestellt wurde und übernimmt auch die finanzielle Verantwortung für die tatsächlichen Abweichungen.

Energiehandel auf Bilanzkreisebene

Auf dieser Basis können nun Strom und Gas virtuell zwischen Bilanzkreisen gehandelt und als Lieferung gebucht werden. Dies ist die Voraussetzung für den bilateralen Energiehandel und die Energiebörse. Die Fahrplananmeldung bzw. Nominierung der Handelskontrakte am Vortag der Lieferung an den ÜNB bzw den MGV im Rahmen des Bilanzkreismanagements gilt dabei im juristischen Sinne als Lieferung und Erfüllung der Kontrakte.

1. Die Standardkontrakte Base und Peak

Die wichtigsten Kontrakte im Energiehandel sind die Bandlieferungen Base und Peak. Bei einem Basekontrakt Strom oder Gas wird in jeder Viertelstunde des Lieferzeitraums dieselbe Nominalleistung geliefert.

Peakkontrakte gibt es nur im Stromhandel. Ein Peakkontrakt besteht in einer Bandlieferung Mo – Fr von 8:00 – 20:00 Uhr. Nicht-Peakzeiten werden auch als Offpeakzeiten bezeichnet. Eine Bandlieferung zu Offpeakzeiten, die sich als Differenz aus einer Baselieferung und einer Peaklieferung mit gleicher Leistung ergibt, heißt auch Offpeakkontrakt.

Wertneutraler-Hedge-Base-Peak-4Handelbare Lieferzeiträume für Base- und Peakkontrakte sind:

  • Year
  • Quarter
  • Month
  • Balance of Month (Restmonat)
  • Week
  • Weekend
  • Day

Im Gasmarkt werden zusätzlich die Saison-Kontrakte Sommer und Winter gehandelt. Eine Season beinhaltet entweder jeweils die Monate Oktober bis März (Winter-Season) oder jeweils die Monate April bis September (Sommer-Season). Die handelbare Nominalleistung beträgt in der Regel 1 MW. Der Preis wird in €/MWh auf den Cent genau quotiert.

Die genannten Kontrakte sind als Standardkontrakte für einen begrenzten Zeitraum in die Zukunft sehr liquide handelbar. Darüber hinaus werden auf den OTC-Märkten ebenfalls Preise gestellt. Jahreskontrakte werden im allgemeinen für die drei Folgejahre liquide gehandelt, Quartalskontrakte bis zu 6 Quartale in die Zukunft, Monatskontrakte bis zu 6 Monate in die Zukunft.

2. OTC-Handel versus Börsenhandel

80% des Energiehandels findet auf sogenannten OTC-Märkten statt. Der Rest wird über Energiebörsen abgewickelt. Die wichtigste Energiebörse ist die EEX. EEX-Terminkontrakte nennt man Futures. OTC-Terminkontrakte werden Forwards genannt.

OTC-Kontrakte werden bilateral zwischen zwei Marktteilnehmern abgeschlossen. Beide Parteien tragen somit auch das Kreditrisiko bei Ausfall des Kontrahenten. Zur Etablierung einer Handelsbeziehung wird in der Regel ein Rahmenvertrag abgeschlossen, in dem alle wesentlichen Rahmenbedingungen wie Zahlungsfristen, Netting, Prozess bei Ausfall eines Handelspartners usw. geregelt werden (siehe hierzu auch den Artikel Kreditrisiko im Energiehandel). Hierfür hat die European Federation of Energy Traders (EFET) einen Standardvertrag (EFET-Vertrag) entwickelt, über den der größte Teil des OTC-Handels abgewickelt wird. Base- und Peaklieferungen nach EFET resultieren in einer physischen Lieferung zum Vertragspreis (physische Lieferung heißt Fahrplananmeldung / Nominierung des Bilanzkreistransfers) und in einer Zahlung zum 20ten des Folgemonats. Zwischen Vertragsabschluss und Lieferungsbeginn fließen keine Zahlungen.

Die Kontrakte der EEX sehen ähnlich aus. Auch hier werden Base und Peakkontrakte für dieselben Lieferzeiträume gehandelt. Somit sind auch die OTC-Preisstellungen direkt mit Börsenpreisen vergleichbar.

Allerdings haben Börsenkontrakte durch Clearing und Margining abweichende Zahlungsströme. Kauft ein Energiehändler einen Future und verkauft einen Forward, so erhält er die Zahlung aus der Forwardlieferung zum 20ten des Folgemonats (grün), während aus dem Futuregeschäft während des gesamten Zeitraums zwischen Abschluss des Geschäftes und der physischen Lieferung im Liefermonat Zahlungsströme zu erwarten sind (blau), die aus der Preisveränderung des Futures (rot) bis zum Settlement vor Lieferung resultieren.

 

Zahlungsstroeme-Future-und-Forward

3. Preisbildung im laufenden Handel

OTC-Kontrakte werden zu einem sehr großen Teil über die Plattformen der etablierten Finanzbroker (ICAP, GFI, Tullett Prebon …) vermittelt. Die Preisbildung an solchen Plattformen entspricht der Preisbildung im laufenden Handel, wie sie auch auf Börsenplattformen erfolgt.

Jeder Marktteilnehmer kann während der Handelszeiten jederzeit limitierte Gebote einstellen. Diese werden in der Reihenfolge ihres Eingangs ausgeführt, sobald sich eine Gegenpartei findet, in deren Preisgrenze das Angebot liegt und den derzeit besten realisierbaren Preis darstellt. Nicht ausgeführte Gebote verbleiben im Orderbuch. Auf den Plattformen der Börse oder der Broker werden die derzeit besten Verkaufs- und Kaufsgebote dargestellt, die durch Klick realisiert werden können. Dies sieht so aus (Preise sind Beispielpreise):

Marktdesign-Handelsplattform

Unter Bid steht der beste erzielbare Preis für den Verkauf, links daneben die Menge, für die dieser Preis gilt. Unter Ask steht der beste erzielbare Preis für den Kauf – immer etwas höher als der zugehörige Bid-Preis. Rechts daneben steht die Menge, für die dieser Preis gilt. Unter Last steht der letzte gehandelte Preis für das Produkt.

An der EEX sind die Preise für alle Börsenteilnehmer erzielbar. Im OTC-Handel kann jeder Marktteilnehmer nur Preise erzielen, die von einem Marktteilnehmer gestellt wurden, mit dem eine Handelsbeziehung (EFET-Vertrag) besteht und der den Handel nicht wegen überschrittener Kreditlinien gesperrt hat. Nur solche Preise werden dem Marktteilnehmer dann auch auf den Brokerplattformen angezeigt.

Mit jedem Klick, alternativ auch durch telefonischen Abschluss, kommt ein Geschäft zustande und es realisiert sich ein Preis, der dann als Last angezeigt wird. Der Verlauf dieser Preise ist der untertägige Preisverlauf im laufenden Handel. Für dasselbe Produkt kann sich der Preis über Tage und Wochen erheblich ändern. Hier der Preisverlauf des Produktes Base 2016:

Marktdesign-Preisentwicklung-Base-2016

5. Die Stunden- und Viertelstundenauktion der Börse

Für den Absatz Gas ist im Allgemeinen die Beschaffung nur in Tagesgranularität erforderlich und die diskutierten Standardprodukte sind somit ausreichend. Beim Bilanzkreismanagement Strom ist dies nicht der Fall. Wie wir im Abschnitt Bilanzkreismanagement gesehen haben, muss ein Energielieferant seinen Absatz Strom am Vortag auf Viertelstundenbasis beschafft haben. Der Bilanzkreisverantwortliche benötigt somit einen Marktplatz für den stündlichen und viertelstündlichen Mengenausgleich. Diese Plattform bieten die Dayahead (Stunden) und die Intraday-Auktion (Viertelstunden) der EEX.

Die Stundenauktion der EEX findet täglich 12 Uhr statt. Gehandelt werden die 24 Stunden des Folgetages in 0,1 MW Granularität. Die Preise für Gebote müssen zwischen -500 €/MWh und 3.000 €/MWh liegen. Preise werden auf 0,1 €/MWh genau quotiert.

Die Viertelstundenauktion der EEX findet täglich 15 Uhr statt. Gehandelt werden die 96 Viertelstunden des Folgetages in 0,1 MW Granularität. Die Preise für Gebote müssen zwischen -3000 €/MWh und 3.000 €/MWh liegen. Preise werden auf 0,1 €/MWh genau quotiert.

Gebotsgestaltung und Preisfindung werden im Folgenden beispielhaft an der Stundenauktion demonstriert:

  • Ein Stadtwerk, dass die Restposition, die es nach Absicherung mit Base- und Peakprodukten in seinen Büchern hat, auf jeden Fall glattstellen muss, könnte hier ein Gebot der Art des 1. Gebots abgeben
  • ein Kraftwerk mit Grenzkosten von 40 €/MWh wird das 2. Gebot abgeben
  • eine Grundwasserpumpe, die nur bei Stromkosten unter 10 €/MWh laufen soll, das 3. Gebot

Marktdesign-Boersengebot

Auf Basis aller Gebote ermittelt die Börse für jede Stunde einen markträumenden Preis (Market Clearing Price MCP). Dies erfolgt durch Aggregation aller Gebote für jede Stunde, beispielhaft hier für Stunde 1:

Marktdesign-MCP

Die Aggregation der Gebote zeigt, dass für einen Preis zwischen – 500 und 10 €/MWh um 0,1 MW mehr Nachfrage als Angebot vorhanden ist, danach überwiegt das Angebot. Der markträumende Preis, bei dem Angebot und Nachfrage exakt gleich sind, liegt zwischen 10 und 10,1 €/MWh:

Marktdesign-Interpolation

Der Schnittpunkt mit der x-Achse zeigt an, bei welchem Preis Angebot und Nachfrage genau übereinstimmen. Die Börse ermittelt den markträumenden Preis auf 0,01 €/MWh genau. In diesem Beispiel läge er bei 10,02 €/MWh.

Spotpreise spiegeln die kurzfristige physische Situation an den Energiemärkten wieder und können sehr unterschiedlich ausfallen. Auch mit negativen Preisen muss man rechnen. Hier ein Sonntag im August 2016:

Marktdesign-Spotpreis

6. Vom Terminhandel zur Lieferung

Als resultierender Prozess ergeben sich somit für den Energieversorger, der seinen Bedarf an den Energiehandelsmärkten beschaffen muss, die folgenden Aufgaben:

Der Energielieferant muss für die Gesamtlast oder ein Vertriebsprodukt eine Bedarfsprognose erstellen:

Marktdesign-Bedarfsprognose

Diese muss mit Standardprodukten bestmöglich beschafft werden. Dazu muss die bestmögliche Absicherung in Standardprodukten ermittelt werden (siehe mengen- und wertneutraler Hedge):

Marktdesign-Optimaler-Hedge

Diese wird dann sukzessive am Terminmarkt beschafft. Siehe hierzu auch den Artikel Beschaffungsstrategien Strom und Gas. Es verbleibt eine Differenzmenge, die in der Spotauktion der Börse geschlossen wird (blau Kaufposition, braun Verkaufsposition):

Marktdesign-Spotposition

Zu guter Letzt wird die tatsächlich abgenommene Last von der Absatzprognose abweichen. Diese Differenz wird als Bilanzabweichung mit dem Übertragungsnetzbetreiber zu Ausgleichsenergiepreisen verrechnet:

Marktdesign-Bilanzabweichung

Hiermit ist die abgesetzte Menge auf den relevanten Märkten beschafft und bezahlt. Sie muss jedoch auch noch geliefert werden. Dies macht der Netzbetreiber.

Netz und Marktkommunikation

Regulatorische Grundlage für die mit der Netznutzung Strom und Gas verbundenen Prozesse sind die Netzzugangsverordnung Strom und Gas.

Voraussetzung für eine Belieferung ist jedoch zunächst, dass die Messstelle an das Netz angeschlossen ist.

1. Netzanschluss

Der Netzanschluss ist Gegenstand eines Vertrages zwischen dem Abnehmer bzw. Einspeiser und dem Netzbetreiber. In den meisten Fällen ist letzteres der Verteilnetzbetreiber und die Abnahme erfolgt auf der Niederspannungsebene. Kraftwerke können jedoch je nach Größe auf jeder Spannungsebene einspeisen und große Abnehmer können auf allen Spannungsebenen abnehmen.

Der Netzanschlussvertrag enthält unter anderem

  • die Anschrift der Anschlussstelle
  • die Eigentumsgrenze
  • die Spannungsebene und
  • die Netzanschlusskapazität.

Die Netzanschlusskapazität ist die elektrische Leistung, die der Netzbetreiber an dem Anschluss vorhält.

Bei Anschlüssen auf Niederspannungsebene gilt die Niederspannungsanschlussverordnung.

2. Netznutzung und Netznutzungsentgelte

Der Netzbetreiber bestimmt die zulässige Höhe der Netzentgelte auf Basis der Stromnetzentgeltverordnung, der Gasnetzentgeltverordnung und der Anreizregulierung (ARegV). Netzentgelte enthalten unter anderem:

  • Konzessionsabgaben an die Kommune
  • die KWK-Umlage nach dem KWK-Gesetz
  • Kosten vorgelagerter Netze
  • vermiedene Netzentgelte (Vergütung an dezentrale Erzeugung)
  • anrechenbare Kosten des Netzbetriebs

Die Struktur der Netzentgelte gliedert sich für jede Spannungsebene in Arbeitspreis und Leistungspreis, für nicht leistungsgemessene Abnahmestellen in Arbeitspreis und Grundpreis.

Arbeitspreise werden auf die dem Netz entnommene Arbeit in MWh (oder kWh) berechnet, d.h. die Rechnungshöhe hängt vom Strom- oder Gasverbrauch ab. Leistungspreise werden auf die entnommene Maximalleistung in MW berechnet. Zusätzlich werden Entgelte für Messung, Messstellenbetrieb und Abrechnung (defacto ebenfalls Grundpreise) erhoben.

Netzentgelte müssen durch die Bundesnetzagentur bzw. die zuständige Landesbehörde genehmigt werden.

Auf Basis der Bestandsliste und der ebenfalls im Allgemeinen vom Netzbetreiber gemessenen Verbrauchsdaten berechnet der Netzbetreiber transparent und diskriminierungsfrei Netznutzungsentgelte. Alle Netzbetreiber haben die jeweils gültige Höhe ihrer Netzentgelte als Preisblatt Strom und Preisblatt Gas im Internet zu veröffentlichen.

Kleinere Kunden erhalten im Allgemeinen von ihrem Lieferanten eine Rechnung, die die Netzentgelte enthält. Damit der Netzbetreiber die Netznutzungsentgelte von den Lieferanten einfordern kann, führt er eine Liste der derzeitigen Lieferanten aller Messstellen seines Netzgebietes. Mit diesen Lieferanten führt der Verteilnetzbetreiber monatlich einen Datenabgleich aus, bei dem eine Bestandsliste aller belieferten Messstellen des Lieferanten im Netz des Verteilnetzbetreibers ausgetauscht wird. Größere Energieverbraucher haben einen separaten Netznutzungsvertrag und stehen somit in direkter Geschäftsbeziehung mit dem Netzbetreiber.

Der Prozess der Abrechnung von Netznutzungsentgelten mit den Lieferanten erfolgt inklusive beidseitiger Prüfprozesse automatisiert auf Basis vorgegebener standardisierter elektronischer Formate.

Für die automatisierte Zuordnung von Netzentgelten im bundesweiten Vertrieb gibt es Dienstleister, die die jeweils aktuellen Netzentgelte aller Versorger in einer Datenbank bereitstellen und hierüber eine automatisierte Zuordnung von Messstellen und anwendbaren Netzentgelten anbieten.

3. Lieferantenwechselprozess und Ersatzversorgung

Bei jedem Wechsel des Lieferanten durch einen Stromabnehmer sind viele Parteien involviert und mehrere Vertragsverhältnisse betroffen:

  • Der Kunde hat einen neuen Lieferanten, von dem er eine Rechnung erhält
  • Der alte Lieferant beendet den Vertrag
  • der Netzbetreiber rechnet die Netzentgelte für die betroffene Abnahmestelle mit einem anderen Lieferanten ab
  • der neue Lieferant ordnet die Messstelle seinem Bilanzkreis (oder dem seines Dienstleisters) zu
  • der Übertragungsnetzbetreiber rechnet die Ausgleichsenergie mit einem anderen Bilanzkreisverantwortlichen ab.

Alle damit verbundenen Datenmeldungen sollen möglichst automatisierbar und bundesweit gleichartig ablaufen, so dass ein bundesweiter Vertrieb möglich wird. Wie dies zu erfolgen hat, steht in der Darstellung der Geschäftsprozesse zur Anbahnung und Abwicklung der Netznutzung bei der Belieferung von Kunden mit Elektrizität (GPKE) und den Geschäftsprozessen Lieferantenwechsel Gas (Geli Gas). Dort ist ebenfalls geregelt, wie Stammdatenänderungen und Messdaten kommuniziert werden.

Laut §36 EnWG vorgeschrieben und ebenfalls Gegenstand von GPKE und Geli Gas ist die Grund- und Ersatzversorgung. Der Grundversorger in einem Netzgebiet der allgemeinen Versorgung ist der Versorger, der zum Feststellungszeitpunkt die meisten Haushaltskunden des Netzes beliefert. Dies wird alle drei Jahre jeweils zum 1. Juli durch den Netzbetreiber ermittelt und zum 30. September bekanntgegeben. Grundversorgungstarife und Konditionen müssen im Internet veröffentlicht werden.

Haushaltskunden, die nicht aktiv einen Stromvertrag abschließen, fallen in die Grundversorgung. Ähnliches gilt für Haushaltskunden, deren Lieferant insolvent geworden ist oder denen sich aus anderen Gründen kein gültiger Lieferant zuordnen lässt. Diese fallen in die Ersatzversorgung, die bei Haushaltskunden weitgehend der Grundversorgung entspricht.

Auch andere Abnehmer auf Niederspannungsebene werden in der Ersatzversorgung des Grundversorgers beliefert, wenn sich kein gültiger Lieferant zuordnen lässt. Diese dauert bis ein Liefervertrag abgeschlossen wurde, aber höchstens drei Monate.

4. Mehr- Mindermengenabrechnung

Ein weiterer Prozess zwischen Lieferant und Verteilnetzbetreiber ist die Mehr- Mindermengenabrechnung. Diese erfolgt für alle Standardlastprofilkunden.  Grundlage sind die Prozesse zur Ermittlung und Abrech­nung von Mehr-/Mindermengen Strom und Gas der BNetzA.

Im Rahmen des Bilanzkreismanagements und der Beschaffung durch den Lieferanten werden diese so behandelt, als ob sie das Standardlastprofil exakt abnehmen würden. Alle Differenzen landen zunächst in dem Differenzbilanzkreis des Verteilnetzbetreibers. Die aggregierte Mengendifferenz zwischen bilanzierter Menge und gemessenem Jahresverbrauch wird jedoch als Mehr-Mindermenge an den Lieferanten weiterverrechnet.

Für die Ermittlung des Mehr-Mindermengenpreises Strom für einen Monat m wird ein vorgegebenes Standardprofil SLP-K über einen Lieferzeitraum L ausgerollt und mit Spotpreisen der Börse bewertet. Dabei ergibt sich der Mehr-Mindermengenpreis des Folgemonats m+1 als der ermittelte Profilpreis für den 12-monatigen Lieferzeitraum L, der mit dem Vormonat m-1 endet. Grundlage ist die Anlage 1 (Ermittlung des Mehr-/Minder­mengenpreises Strom) der BNetzA-Prozesse.

Grundlage des Mehr-Mindermengenpreises Gas bilden die täglich vom MGV veröffentlichten Preise für positive und negative Ausgleichsenergie Gas. Mittlung dieser Preise gibt den Tagesdurchschnittspreis. Mittlung der Tagesdurchschnittspreise über den Monat ergibt den RLM-Mehr-Mindermengenpreis. Der Mehr-Mindermengenpreis Gas ergibt sich nun ähnlich wie bei Strom für den Folgemonats m+1 als Mittelwert der RLM-Mehr-Mindermengenpreise über die 12 Monate,  die dem Kalkulationsmonat m vorangehen. Grundlage ist die Anlage 2 (Ermittlung des Mehr-/Minder­mengenpreises Gas) der BNetzA-Prozesse.

Marktdesign-Mehr-Mindermengenpreis

Zuständig für die Ermittlung und Veröffentlichung der Mehr-Mindermengenpreise sind bei Strom der BdeW und bei Gas die MGVs. Die Veröffentlichung erfolgt jeweils bis zum 10ten Werktag des Kalkulationsmonats für den Folgemonat.

5. Weitere Aufgaben der Verteilnetzbetreiber

Im Rahmen der Bilanzierung sind für nicht leistungsgemessene Kunden Standardlastprofile erforderlich. Die Entwicklung und Auswahl dieser Profile ist Aufgabe des Verteilnetzbetreibers. In der Gasversorgung haben die Profile der TU-München und kleine Variationen davon weite Verbreitung gefunden. In der Stromversorgung halten sich hartnäckig die synthetischen Profile des BdeW.

Der Verteilnetzbetreiber ist verpflichtet, die Qualität seiner Standardlastprofile zu prüfen und den Differenzbilanzkreis, in dem die Differenz zwischen Standardlastprofilen und tatsächlicher Abnahme sichtbar wird, aktiv am Markt zu bewirtschaften beziehungsweise bewirtschaften zu lassen. Weiterhin muss er für die in seinem Verteilnetz zu erwartenden Netzverluste Verlustenergie beschaffen.

Sofern der Netzbetreiber diese Aufgabe nicht an ein anderes Unternehmen delegiert hat, ist er für die Verbrauchsmessung und für die Etablierung von Messeinrichtungen zuständig. Hierzu gehört auch der von der Regierung im Rahmen des Digitalisierungsgesetzes beschlossene Roll-out von Smart Metern (siehe Artikel Digitalisierung und Messstellenbetriebsgesetz).

Erneuerbare Energien und Grenzen des Marktdesigns

In dem beschriebene Marktdesign erzielen Erzeuger einen positiven Deckungsbeitrag, wenn die aus der Erzeugung erzielbaren Erlöse am Markt über ihren Grenzkosten liegen (siehe den Artikel Kraftwerksvermarktung & Dispatch).  Genau dann werden sie somit ihre Kraftwerke auch fahren. Über die Zusammenführung von Angebot und Nachfrage kommt der Preis am Markt dann genau so hoch heraus, dass für die bestehende Nachfrage gerade eben genügend Erzeugung bereitsteht. Somit deckt das letzte Kraftwerk, das für die Deckung der Nachfrage erforderlich ist, nur noch Grenzkosten und keine Vollkosten mehr.

Mit der Novellierung des Erneuerbaren Energien Gesetzes (EEG) und der damit einhergehenden verpflichtenden Direktvermarktung gilt derselbe Mechanismus prinzipiell auch für Betreiber von EEG-Anlagen. Allerdings erhalten diese in Form der Marktprämie einen zusätzlichen Ergebnisbeitrag pro erzeugte MWh vom Netzbetreiber. Dieser reicht im Allgemeinen aus, um die Differenz zwischen Grenzkosten und Vollkosten zu decken, sonst würde keine weitere Investition in Erneuerbare Energien erfolgen. Weiterhin wird die jeweils anwendbare Marktprämie so ermittelt, dass die Einnahmen aus Markterlösen zuzüglich Marktprämie für die durchschnittliche Einspeisung jeder EEG-Kategorie des Gesetzes unabhängig von der Entwicklung des Marktpreisniveaus eine im Gesetz der jeweiligen Kategorie zugeordnete fixe Vergütung ergeben. (Eine ausführliche Darstellung der EEG-Förderung sprengt den Rahmen dieses Artikels).

Ein wesentlicher Teil der Erneuerbaren Erzeugung, nämlich Wind und Sonne, hat überhaupt keine Grenzkosten. Erneuerbare Erzeugung, die zu Null in die Preisbildung der Energiemärkte geht, senkt offenbar die Preise. Dies senkt die Erlöse und die sogenannten Benutzungsstunden der konventionellen Erzeugung. Immer mehr konventionelle Kraftwerke haben in Folge Schwierigkeiten, Kosten zu decken, die mit der Bereithaltung des Kraftwerks verbunden sind, und gehen in Kaltreserve. Auf die durchschnittliche Wirtschaftlichkeit der Erneuerbaren hat ein sinkendes Preisniveau jedoch durch die Anpassung der Marktprämie keinen Einfluss.

In Folge sinkt der Anteil der Energiekosten des Endverbrauchers, der überhaupt über Marktpreise bestimmt ist.  Ein immer größerer Teil der Erzeugungskosten entsteht aus den Vergütungszusagen des EEG, die bisher keinen Marktmechanismen unterlagen (dies ändert sich mit EEG 2017), und wird über die EEG-Umlage auf die Verbraucher umgelegt. Die Kostenkontrolle des Energiemarktes wird damit ausgehebelt und die Gesamtkosten steigen.

Es steigt weiterhin wie gewünscht der Anteil Erneuerbarer Energien an der Erzeugung. Um zu beurteilen, wie weit diese Einspeisung einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet, muss jedoch auch das Einspeiseprofil berücksichtigt werden. Bekanntlich müssen Einspeisung und Abnahme im Stromnetz auf Viertelstundenbasis übereinstimmen. Die folgende Graphik zeigt Regelzonenlast und aggregierte Windeinspeisung für die Regelzone 50Hz im Mai 2014 in Viertelstundengranularität:

Marktdesign-Last-Windeinspeisung-50Hz

Es verwundert nicht, dass eine solche Einspeisestruktur mit Netzproblemen einhergehen kann. Der Markt hat dafür keine Lösung. Das derzeitige Marktdesign bietet auf der Netzseite einfache, handels- und vertriebstaugliche Preisstrukturen, die nicht verursachungsgerecht sind und keine Information über akute oder erwartete Knappheit beinhalten.

Ebenso wenig verwundert, dass es dem konventionellen Kraftwerkspark zunehmend schwer fällt, die Restlast, nach Abzug des Einspeiseprofils zu decken. Bereithaltung von Kraftwerken als Lückenfüller ist teuer. Auch die Hebung von Flexibilitätsreserven auf der Absatzseite ist oftmals wirtschaftlich nur schwer darstellbar (siehe Artikel zum Digitalisierungsgesetz).