Negative Strompreise: § 24 EEG aus der Sicht des Stromhandels Daniel Hölder Clean Energy Sourcing AG SUER Fokus Umweltenergierecht „Aktuelle Fragen der Direktvermarktung“ Würzburg, 26. Oktober 2015 clens.eu § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels 1. Kurze Vorstellung von Clean Energy Sourcing 3. Welche Folgen hätte eine Entschädigungsregelung für Anlagenbetreiber? 2. 4. 5. 2 Eröffnet die Einbeziehung der Intraday-Preise sinnvolle Handlungsoptionen? Welche Lösungsansätze gibt es aus Sicht eines Vermarkters? Fazit § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Clean Energy Sourcing 3 Kurze Vorstellung des Unternehmens § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Clean Energy Sourcing: Kurze Vorstellung 4 Grünstromversorgung, Direktvermarktung und virtuelles Kraftwerk Wir sind einer der führenden Vermarkter von erneuerbarem Strom ■ Über 8 TWh Stromabsatz an Industrie- und Gewerbekunden sowie im Großhandel ■ Mehr als 3.900 MW EEG- und KWK-Anlagen in der Vermarktung ■ Eines der führenden Virtuellen Regelkraftwerke ■ Minutenreserve/Sekundärregelleistung in Deutschland u. Österreich ■ Flexible Steuerung von dezentralen Kraftwerken, Stromverbrauchern 390 MW steuerbare und 3.500 MW Wind-/PVAnlagen im Pool und Speichern ■ Eigenes Trading & Operations Cockpit ■ Marktzugänge zu allen wichtigen Handelsplätzen in Europa: EEX, EPEX Spot, EXAA, APX etc. ■ Trading Desk und Leitwarte des vKW im 24/7-Betrieb ■ Analyse, Prognose, Modellierung ■ Mehr als 65 hochqualifizierte Mitarbeiter an den Standorten Leipzig, Frankfurt a. M. und Wien ■ Etwa 500 Millionen Euro Umsatz in 2014 Das Trading & Operations Cockpit ist rund um die Uhr im Einsatz § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Auswirkungen und Handlungsoptionen 5 Welche Auswirkungen hat § 24 EEG für Anlagenbetreiber und Vermarkter? Eröffnet die Einbeziehung der Intraday-Preise Anlagenbetreibern und Vermarktern sinnvolle Handlungsoptionen? § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Auswirkungen und Handlungsoptionen 6 Mit dem Strommarktgesetz soll klargestellt werden, dass sowohl Day-ahead wie auch Intraday die Preise negativ sein müssen ■ Einbeziehung der Intraday-Preise in das 6 h-Kriterium ■ Referentenentwurf Strommarktgesetz: Ergänzung in § 24 Abs. 1 EEG: „Der Wert eines Stundenkontraktes nach Satz 1 ist negativ, wenn für die betreffende Stunde jeweils der Wert in der vortägigen Auktion am Spotmarkt und der volumengewichtete Durchschnitt der Preise aller Transaktionen im kontinuierlichen untertägigen Handel am Spotmarkt negativ sind.“ ■ Durch die Einbeziehung der Intraday-Preise treten § 24-Zeiträume deutlich seltener auf 2013 2014 2015 Summe Day-ahead Zeiträume Stunden 2 17 7 56 5 14 37 110 Day-ahead & Intraday Zeiträume Stunden 2 14 4 25 1 7 7 46 ■ Sind damit die Risiken, die mit dem § 24 EEG verbunden sind, beherrschbar? § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Auswirkungen und Handlungsoptionen 7 Ob ein § 24-Zeitraum vorliegt, steht erst nach Handelsschluss fest ■ Nach der Day-ahead-Auktion (also am Vortag um kurt vor 13 h) ist erkennbar, ob es ein Risiko gibt, dass ein § 24-Zeitraum auftritt ■ Zu diesem Zeitpunkt ist der Strom bereits verkauft und es besteht eine Lieferverpflichtung (zumindest für den Vermarkter/Bilanzlkreisverantwortlichen) ■ Die Abschaltung einer Anlage wäre dann nur noch möglich, wenn der bereits verkaufte Strom im IntradayHandel wieder zurückgekauft würde ■ Andernfalls würde der Bilanzkreisverantwortliche gegen die Pflicht, den Bilanzkreis ausgeglichen zu planen, verstoßen ■ Das ist der Unterschied zur „normalen Abregelung“ in der Marktprämie, bei der der Strom in der DAAuktion nicht verkauft wird, weil limitiert geboten wird ■ Erst nach Handelsschluss des Intraday-Handels für die sechste „negative Stunde“ in Folge und Veröffentlichung der Daten durch die EPEX Spot steht fest, ob ein § 24-Zeitraum vorliegt § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Auswirkungen und Handlungsoptionen 8 Anlagenbetreiber verlieren die Marktprämie Anlagen in der geförderten Direktvermarktung (Marktprämie) nach § 20 Abs. 1 Nr. 1 ■ Entfall der Marktprämie ■ Der eingespeiste Strom wird weiterhin mit dem Monatsmarktwert vergütet ■ Auch Stunden, die in einen § 24-Zeitraum fallen, werden bei der Berechnung des Monatsmarktwerts berücksichtigt (sie senken den Monatsmarktwert und erhöhen die Marktprämie) ■ Daher können die Vermarkter auch für diesen Strom den Monatsmarktwert bezahlen, unabhängig vom Entfall der Marktprämie ■ Betreiber von Wind- und PV-Anlagen haben daher kein Interesse an einer Abschaltung ■ Steuerbare EE-Anlagen können durch Lastverschiebung dem Entfall der Marktprämie entgehen Anmerkung: ■ Anlagen in der Einspeisevergütung in Ausnahmefällen nach § 38 EEG erhalten keine Vergütungszahlung, sie sind gegenüber Anlagen in der Direktvermarktung dadurch erheblich benachteiligt § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Auswirkungen und Handlungsoptionen 9 Für Direktvermarkter hat der § 24 EEG keine Auswirkungen ■ Keine Änderung bei der Vermarktung ■ Sie nehmen den erzeugten Strom in ihren Bilanzkreis auf, veräußern ihn vorrangig in der Day-ahead- Auktion, gleichen Prognoseabweichungen im Intraday-Handel aus und vergüten den eingespeisten Strom mit dem Monatsmarktwert ■ Keine Änderung bei der Abregelung von Wind- und PV-Anlagen ■ Im Falle der Abregelung müssen Direktvermarkter (aufgrund vertraglicher Regelungen) die Anlagenbetreiber entschädigen ■ Eine Abregelung ist wirtschaftlich, wenn die „Kosten des Stromverkaufs“ die zu zahlenden Entschädigung übersteigt, also wenn die Preise in der DA-Auktion die negative Marktprämie unterschreiten ■ Es gibt keinen Anreiz zu einer Änderung der Abschaltstrategie im Vergleich zur Marktprämienvermarktung ohne § 24 EEG § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Auswirkungen und Handlungsoptionen 10 Können Betreiber und/oder Vermarkter von Wind-/PV-Anlagen auf § 24 EEG reagieren und dadurch das Risiko senken oder beherrschen? ■ Durch das Abschalten von Anlagen und den Rückkauf des Stroms könnte im Intraday-Handel eine Nachfrage erzeugt werden, die ggf. zu positiven Preisen führen würde ■ Dazu müsste eine genügend große Zahl von Akteuren eine solche Strategie verfolgen ■ Aber: Diese Strategie ist kompliziert, verursacht Kosten und ist ohne Verstoß gegen das Kartellrecht nicht umsetzbar ■ Der Vermarkter hat in der DA-Auktion bereits Geld ausgegeben, um den Strom „loszuwerden“ ■ Im ID-Handel müsste er weiteres Geld ausgeben, um den bereits verkauften Strom zurückzukaufen ■ Der Betreiber müsste auf die Entschädigung bei der Abschaltung verzichten und dem Vermarkter die Mehrkosten für den Rückkauf des Stroms (im Vergleich zur Vergütung des Marktwerts) ersetzen – unabhängig davon, ob die Strategie zum Erfolg führt ■ Wer entscheidet zu welchem Zeitpunkt, in welcher Stunde abgeschaltet werden soll? ■ Alle Akteure müssten sich auf die gleiche Stunde konzentrieren ■ Eine Absprache darf aus kartellrechtlichen Gründen jedoch nicht erfolgen ■ Diejenigen Anlagenbetreiber, die nicht abschalten, stellen sich wirtschaftlich in jedem Fall besser: Sie haben keine zusätzlichen Kosten und profitieren im Erfolgsfall genauso wie die anderen ■ Anmerkung: Wenn bei stark negativen Preisen der Strom in der DA-Auktion nicht verkauft wurde, weil eine „normale Abregelung“ geplant war, wäre auch kein Rückkauf und damit keine Reaktion möglich § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Auswirkungen und Handlungsoptionen 11 Zwischenfazit: Einbeziehung der Intraday-Preise entschärft zwar die Auswirkungen des § 24 EEG, eröffnet aber keine sinnvollen Handlungsoptionen ■ Die Einbeziehung der Intraday-Preise hätte seit 2013 die Anzahl der Stunden, die von § 24 EEG betroffen sind, etwa halbiert ■ Wie häufig künftig negative Strompreise auftreten hängt aber in erster Linie davon ab, wie gut es gelingt, den übrigen Strommarkt zu flexibilisieren: Must-run-Kapazität, flexibler Betrieb von konventionellen Kraftwerken und steuerbaren EE-Anlagen, Lastmanagement, Speicher incl. Power-to-X ■ Betreiber und Vermarkter von Windenergie- und PV-Anlagen haben darauf keinen Einfluss ■ Die Einbeziehung der Intraday-Preise mildert die Auswirkungen des § 24 EEG daher nur vorübergehend ab ■ Handlungsoptionen, die den Betreibern oder Vermarktern erlauben würden, das Risiko zu senken oder zu beeinflussen, entstehen auch durch die Einbeziehung des Intraday-Handels nicht ■ Das Risiko unbeeinflussbarer Ertragsausfälle durch den Entfall der Marktprämie bleibt bestehen § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Lösungsansätze 12 Entschädigung der Anlagenbetreiber Eine Stunde statt sechs Sunden Streichung des § 24 EEG § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Lösungsansätze: Entschädigung der Anlagenbetreiber 13 Entschädigung für Anlagenbetreiber in Kombination mit der 6 h-Regel würde zu einem problematischen Zwang zur Abschaltung in § 24-Zeiträumen führen ■ In Politik und Verbänden werden deshalb Entschädigungsregelungen für Anlagenbetreiber diskutiert ■ § 24-Zeiträume bzw. Strommengen werden an den EEG-Vergütungszeitraum (20 Jahre) angehängt ■ Finanzielle Entschädigung nach dem Vorbild der Härtefallregelung beim EinsMan ■ Beide Regelungen würden voraussetzen, dass die Anlagen in einem § 24-Zeitraum abgeschaltet werden, um eine Entschädigung erhalten zu können ■ Damit würde ein Zwang zur Abschaltung entstehen ■ Da aufgrund der 6 h-Regelung vor der Day-ahead-Auktion ein § 24-Zeitraum nicht abschätzbar ist, würde weiterhin die erwartete Stromerzeugung in der DA-Auktion verkauft und müsste im Intraday-Handel wieder zurückgekauft werden, um abschalten zu können ■ Alle Anlagenbetreiber, die vom § 24 betroffen sind und deren Strom in der DA-Auktion verkauft wurde, müssten den Strom zurückkaufen, um eine Entschädigung zu erhalten ■ Innerhalb von wenigen Jahren wären dies mehrere 1.000 MW und damit sehr große Strommengen ■ Dies hätte problematische Auswirkungen § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Lösungsansätze: Entschädigung der Anlagenbetreiber 14 Die Rückkaufkosten würden die Entschädigung konterkarieren ■ Diese zurückgekauften Strommengen können nur von steuerbaren, zum größten Teil konventionellen Kraftwerken bereitgestellt werden ■ Negative Preise bedeuten nämlich nicht, dass es Stromüberschuss gibt, sondern spiegeln die Abschaltkosten konventioneller Kraftwerke wider ■ Diese Kraftwerke haben den Strom, den sie ihrerseits bereits auf Termin verkauft hatten, in der DA-Auktion zu negativen Preisen zurückgekauft, um abschalten zu können ■ Der Rückkauf des Stroms zum Abschalten der Windparks müsste daher im Regelfall zu positiven Preisen erfolgen ■ Im Zweifel würde es sich lohnen, für den Rückkauf Kosten bis zur Höhe der Entschädigung in Kauf zu nehmen ■ Die Entschädigung liefe aber ins Leere, wenn ein Teil der bzw. die gesamte Entschädigung für den Rückkauf des bereits verkauften Stroms eingesetzt werden müsste § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Lösungsansätze: Entschädigung der Anlagenbetreiber 15 Außerdem würde der Zwang zur Abschaltung zu Risiken für das Stromnetz führen ■ Zu Beginn eines § 24-Zeitraums müssten gleichzeitig große Kapazitäten (mehrere 1.000 MW!) an EE- Anlagen abgeregelt und dafür konventionelle Kraftwerke hochgefahren werden ■ am Ende des § 24-Zeitraums müsste das Umgekehrte erfolgen ■ Dabei würden sehr steile An- und Abfahrrampen auftreten, die für die Netzstabilität ein unnötiges Risiko darstellen ■ Basis für die Betriebsplanung der ÜNB für den Folgetag sind die Fahrpläne, die nach der DA-Auktion abgegeben werden ■ Alle späteren Abweichungen führen zu zusätzlichem Aufwand und Risiken ■ Durch Änderungen der Wind- und PV-Prognosen entstehen bereits unvermeidbare Abweichungen zwischen der Day-ahead-Planung und Intraday/Ist ■ Zusätzliche, massive Abweichungen durch gesetzliche Rahmenbedingungen sollten daher möglichst vermieden werden § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Lösungsansätze: Mögliche Auswege 16 Eine Stunde statt sechs Stunden wäre aus Handelssicht eine beherrschbare Lösung – würde aber erhebliche Flexibilitätsanreize aus dem Markt nehmen ■ Eine Lösung der beschriebenen Probleme wäre der Entfall der Marktprämie in jeder Stunde mit negativen Preisen in der Day-ahead-Auktion (statt nur in Zeiträumen von mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden) ■ Diese Regelung wäre aus Handelssicht konsequent, weil sie im Rahmen einer Gebotsstrategie umsetzbar ist (durch die Limitierung des Verkaufsgebots auf 0 €/MWh) ■ In der Folge würden negative Preise in der Day-ahead-Auktion weitgehend vermieden Diese Regelung hätte aber auch gravierende Nachteile: ■ Negative Strompreise sind ein wichtiges Signal des Marktes für einen Flexibilitätsbedarf ■ Dieses Signal und damit der Flexibilitätsanreiz aus dem Markt würde erheblich geschwächt ■ Konventionelle Kraftwerke hätten weniger Anreiz abzuschalten ■ Stromspeicher und Power-to-X wären wirtschaftlich noch schwieriger umzusetzen ■ Die Folge wäre für die Energiewende kontraproduktiv: geringere Auslastung von EE-Anlagen verbunden mit einer höheren Auslastung von konventionellen Kraftwerken ■ Aufgrund der sehr viel häufigeren Abschaltungen müsste eine 1 h-Regelung zwingend mit einer Entschädig für Anlagenbetreiber verbunden werden § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Lösungsansätze: Mögliche Auswege 17 Streichung von § 24 EEG ist energiewirtschaftlich die einzig sinnvolle Lösung ■ Welchen Sinn hat eine gesetzliche Regelung, die (bei Wind- und PV-Anlagen) zu keiner Verhaltensänderung führen kann, weil die Akteure keine Möglichkeiten dazu haben? ■ Negative Strompreise am Spotmarkt sind nicht mit Milchseen und Butterbergen vergleichbar ■ Sie sind kein Zeichen für Stromüberschüsse, sondern der Ausdruck von Ab- und Anfahrkosten von konventionellen Kraftwerken ■ Die vorgetragenen, energiewirtschaftlichen Argumente sollte auch EU-Kommission verstehen ■ Die Marktprämie stellt bereits einen Anreiz bedarfsgerechten Stromeinspeisung aus EEG-Anlagen dar ■ Zitat Weißbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“ S. 87: „Erneuerbare-Energien-Anlagen in der Marktprämie schalten bei moderat negativen Preisen ab.“ ■ Der Anreiz, konventionelle Kraftwerke bei leicht negativen abzuregeln, bleibt gleichzeitig bestehen ■ Die Marktprämie in Verbindung mit der Fernsteuerung stellt daher eine sinnvolle Umsetzung des Abs. 124 UEBL dar § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Fazit 18 § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Fazit 19 § 24 EEG ist aus Systemsicht nicht sinnvoll und sollte daher gestrichen werden ■ Anlagenbetreibern und Vermarktern von Wind- und PV-Anlagen stehen keine Handlungsoptionen zur Reaktion auf § 24 EEG zur Verfügung; sie können das Risiko des Erlösausfalls nicht beeinflussen ■ Die Einbeziehung der Intraday-Preise in den § 24 EEG ändert daran nichts ■ Daher wird eine Entschädigungsregelung für Anlagenbetreiber diskutiert ■ Durch eine Entschädigung in Kombination mit der 6 h-Regel würde ein Zwang zur Abschaltung in § 24-Zeiträumen entstehen, der erhebliche Probleme (Rückkaufkosten, Netzstabilität) mit sich bringt ■ Welchen Sinn hat eine gesetzliche Regelung, die (bei Wind- und PV-Anlagen) zu keiner Verhaltensänderung führen kann, weil die Akteure keine Möglichkeiten dazu haben? ■ Der einzige energiewirtschaftlich sinnvolle Ausweg ist daher die Streichung des § 25 EEG ■ Den Argumenten dafür sollte auch die EU-Kommission zugänglich sein ■ Außerdem besteht im Marktprämienmodell bereits ein Anreiz zur Abregelung bei negativen Strompreisen ■ Um negative Strompreise zu begrenzen, sollte die Flexibilisierung des Strommarktes weiter vorangetrieben werden, insbesondere durch die Ermöglichung der Nutzung von erneuerbarem Überschussstrom im Wärmemarkt sowie von Power-to-Gas § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu Ansprechpartner 20 Daniel Hölder Leiter Energiepolitik und Kommunikation Clean Energy Sourcing AG Katharinenstraße, 04109 Leipzig Tel.: +49 341 30 86 06-15 Fax: +49 341 30 86 06-06 [email protected] § 24 EEG aus Sicht des Stromhandels clens.eu
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