Die Bundesnetzagentur hat inzwischen die Regelungen für die erste Runde der KWKG Ausschreibung am 01.12.17 veröffentlicht. Damit beginnt nun die heiße Phase der Vorbereitung. Die Bieter sollten keine Zeit verlieren, die Erfahrung zeigt, dass Wirtschaftlichkeitsberechnungen, die Klärung von Detailfragen des Prozesses und nicht zuletzt interne Freigabeprozesse häufig länger brauchen als ursprünglich geplant. Gerade die Entwicklung einer Gebotsstrategie bereitet aktuell vielen Unternehmen Kopfzerbrechen. Was hierbei zu beachten ist, zeigen diese enerviews auf.

Wettbewerb?!
In den ersten Einschätzungen rund um die Auktion dominierte bei vielen Unternehmen der Eindruck eines schwachen Wettbewerbsfeldes. Ursprünglich lag es daher nahe, mit einem Gebot entsprechend des Maximalpreises in die Auktion zu gehen.

Aktuell ist jedoch ein Anstieg des Interesses an der Teilnahme erkennbar. Jedenfalls stehen inzwischen mehr als 100 MW Ausschreibungsmenge „in den Startlöchern“. Vor diesem Hintergrund gilt es, sich genau zu überlegen, mit welchem Gebotspreis man in die Auktion geht. In den meisten Fällen dürfte ein Gebot in Höhe des Maximalpreises nicht mehr die optimale Strategie sein.

Wie geht man nun vor, um sich dieser Fragestellung zu nähern?
Methodisch hat es sich in pay-as-bid Auktionen bewährt, hier in zwei Schritten vorzugehen, die im Folgenden erläutert werden.

Schritt 1: „Ehrlich machen“
Wichtiger noch als bisher wird eine möglichst genaue Einschätzung der Kosten-, Erlös- und Risikostruktur des eigenen Projektes. Dies bildet die Basis für die Ermittlung des so genannten Indifferenzpreises, der den Ausgangspunkt der Erarbeitung einer Gebotsstrategie darstellt. Der Indifferenzpreis ist derjenige Gebotspreis, bei dem es dem Bieter „egal ist“, ob er einen Zuschlag bekommt oder eben nicht.

Naturgemäß spielen die Kosten, insbesondere die Investitionskosten, eine gewichtige Rolle. Diese lassen sich relativ gesichert ermitteln, es gilt jedoch alle Optimierungsspielräume zu nutzen. Auktionen bedeuten Wettbewerb, jeder Wettbewerbsvorteil kann umgemünzt werden in eine höhere Zuschlagwahrscheinlichkeit oder eine bessere Projektrendite. Die Zeiten des „es passt schon“, die man hier und da beobachten konnte, sind vorbei. Genauigkeit zählt.

Im nächsten Schritt gilt es eine Abschätzung der zukünftigen Marktentwicklungen zu treffen (Strompreis, Gaspreis, Wärmeerlöse). Eine zentrale Basis einer geeigneten Gebotsstrategie ist dabei die Einschätzung der Entwicklung des Großhandelsstrompreises.

Wichtig ist, den Kalkulations- und Entscheidungsprozess zur Ermittlung des Indifferenzpreises möglichst objektiv zu gestalten. Hierbei gilt es die hausinternen Interessen im Blick zu behalten, ggf. lohnt sich der Einbezug einer neutralen Außenperspektive.

Im Ergebnis steht der, möglichst neutral ermittelte, Indifferenzpreis der Anlage. Im nächsten Schritt können dann strategische Gebotsaufschläge, also Gebote oberhalb des Indifferenzpreises, erwogen werden.

Schritt 2: „Strategische Gebotsaufschläge?!“
Festgehalten sei an dieser Stelle, dass die bekannte Projektpipeline die Nachfrage überschreitet, zumindest dann, wenn alle auch bisher noch nicht vollständig gesicherten Projekte teilnehmen. Jedoch werden voraussichtlich nicht alle bekannten Projekte schon in die erste Auktionsrunde bieten. Auch gehen viele Marktstimmen davon aus, dass strategische Gebotsaufschläge die erste Auktionsrunde prägen könnten.

Es bestehen also auch Erfolgschancen für Gebote oberhalb des Indifferenzpreises. Diese Chance gilt es zu nutzen!

Die „Kunst“ der Auktionsstrategie liegt darin, für das Projekt eine Gebotshöhe zu finden, die den jeweiligen Rendite- / Risikoappetit geeignet widerspiegelt. Dies sollte jedoch keine „Bauchentscheidung“ sein, sondern auf fundierter energiewirtschaftlicher Analyse basieren.

In einer solchen Situation ist die Festlegung einer Gebotsstrategie nicht trivial, sondern bedarf möglichst guter Kenntnisse über den Wettbewerb. enervis hat hierzu basierend auf Marktinformationen eine Datenbank zu den Projekten und Wettbewerbern aufgebaut. Im Ergebnis der Modellierung steht eine Einschätzung dazu, welche KWK-Leistungen mit welchem Gebotspreis in eine Auktionsrunde gehen können.

Abbildung 1 zeigt beispielhaft einen Output der KWK Datenbank und gibt einen Eindruck der Anzahl und Leistungsklassen (Größe der bubbles) die erfasst werden.

Prozess der Gebotsabgabe
Die Bundesnetzagentur legt nun nicht nur die Formblätter der Gebote vor, sondern beschreibt zusammenzufassend die Rahmenbedingungen.

So müssen die Bieter die Projekte im Marktstammdatenregister registriert haben. Im ersten Gebotstermin ist es jedoch ausreichend, wenn der Registrierungsantrag dem Gebot beigefügt wird.

Für jedes Gebot ist eine Sicherheit zu stellen. Die Sicherheit beträgt 70 Euro pro gebotenem Kilowatt KWK-Leistung: Die Sicherheit kann entweder zusammen mit der Gebühr überwiesen oder durch die Bürgschaft eines Kreditinstituts vorgenommen werden.

Handlungsoptionen
Gerade für „optionale Projekte“, also solche, bei denen kein zwingende Investitionsnotwendigkeit besteht, sollte die Teilnahme an der Auktion geprüft werden. So haben viele Energieversorgungsunternehmen Projektideen in der Planung, die regelmäßig abgeprüft werden, aber nicht zwingend zeitnah zur Absicherung der Wärmeversorgung von Kunden benötigt werden. Gerade für diese Anlagen ist eine Teilnahmen interessant. Bei kleineren oder größeren Anlagen kann die Dimensionierung so angepasst werden, dass die in der Auktionsteilnahme bestehenden Chancen genutzt werden können. Immerhin stellt die Teilnahme an der Auktion eine durchaus wertvolle Option dar. Die Gebühren einer Teilnahme an der Auktion liegen bei 1.138 €, insofern also eine kostengünstige Option.

Ein weiterer Punkt ist hervorzuheben: Die aktuelle Situation zeigt eindrücklich, dass eine frühzeitige Vorbereitung auf Auktionsrunden vorteilhaft ist. Dies dürfte gerade auch für die Auktionsrunde Mitte 2018 der Fall sein. Hier kann solide Planung auch ein Wettbewerbsvorteil sein, können so doch wirtschaftlichere Anlagekonfigurationen ermittelt werden. Hier kommen bei der Ausschreibung innovativer Systeme auch noch einmal deutlich komplexere Anlagenkonfigurationen „unter den Hammer“. Hier sollten die interessierten Unternehmen sehr frühzeitig in die Vorbereitung gehen, um ein abgesichertes und solide kalkuliertes Gebot vorbereiten zu können.

Eine Möglichkeit dafür bietet der enervis-Workshop „Ausschreibungen im KWKG 2017: Modellgestützter Ausblick mit dem enervis Auktionsmodell und Handlungsoptionen“ am 14.11.2017 in Düsseldorf.

Weitere Informationen zum KWKG-Auktionsmodell finden Sie hier.

enervis-Autor
Julius Ecke

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Im Dezember 2017 werden erstmals die Fördersätze für KWK-Anlagen ausgeschrieben. Klar ist: Eine Teilnahme ist grundsätzlich attraktiv, jedoch besteht bei den Marktakteuren Unsicherheit in Bezug auf die Zuschlagswahrscheinlichkeit und eine geeignete Gebotsstrategie. Auktionsmodellierungen ermöglichen die Erarbeitung einer konkreten Strategie. Vor diesem Hintergrund fassen diese enerviews die aktuellen gesetzlichen Änderungen am Ausschreibungsdesign zusammen und illustrieren die Leistungsfähigkeit von Auktionsmodellierungen für die kommenden KWK Ausschreibung. Basierend auf einem Ausblick auf die Wettbewerbssituation in der Auktion werden erste Handlungsoptionen für Investoren abgeleitet.

Ausschreibungsdesign
Die Teilnahme an der Ausschreibung ist für alle KWK-Anlagen zwischen 1 MW und 50 MW verpflichtend.

Es werden weiterhin fixe Zuschlagzahlungen auf den erzielten Börsenpreis nach dem Pay-as-Bid Verfahren auktioniert. Die erste Ausschreibungsrunde ist für den 1. Dezember 2017 angesetzt. Danach sollen zweimal jährlich am 1. Juni und 1. Dezember jeweils 100 MW an elektrischer KWK-Leistung ausgeschrieben werden. Ab der zweiten Ausschreibungsrunde ist ein Anteil von 25 MW für „innovative KWK-Systeme“ vorgesehen. Damit sind KWK-Anlagen gemeint, die in Kombination mit einer Technologie zur erneuerbaren Wärmegewinnung (z.B. Wärmepumpen oder Geothermie) betrieben werden.

Der rechtliche Rahmen sieht für konventionelle KWK-Anlagen eine maximale Zuschlagszahlung von 7 ct./kWh vor. Für innovative KWK-Systeme beträgt der maximale Fördersatz 12 ct./kWh.

Darüber hinaus gibt es eine Deckelung der geförderten Energiemengen. Um eine flexiblere Anlagenfahrweise anzureizen, wird die Förderung pro Jahr für maximal 3.500 Volllaststunden gezahlt. Nur die ersten 3.500 Volllaststunden eines Jahres erhalten also eine Förderung. Diese Vollbenutzungsstunden gilt es also in die Stunden des Jahres mit möglichst guten Strompreisen zu legen. Je nach Anlagenkonzept eine vermarktungstaktische Herausforderung.

Zusätzlich ist die absolute Förderung für konventionelle KWK-Anlagen insgesamt auf 30.000 Volllaststunden und für innovative KWK-Systeme auf 45.000 Volllaststunden begrenzt. Umgerechnet entspricht die gesamte Förderung somit bis zu 2.100 €/kW für konventionelle KWK-Anlagen und bis zu 5.400 €/kW für innovative KWK-Systeme (jeweils bei Maximalsätzen).

Es lässt sich festhalten: Zumindest die Höchstsätze der Auktionen sind durchaus attraktiv, auch wenn Verschlechterungen an anderer Stelle (Vermiedene Netzentgelte) kompensiert werden müssen.

Pönalen und Zugangsvoraussetzungen
Für die Teilnahme an der Auktion wird weder eine Baugenehmigung noch eine Genehmigung im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vorausgesetzt. Der Anlagenstandort muss jedoch in Form einer postalischen Adresse bereits festgelegt werden. An die Bieter werden somit keine sehr weitreichenden Anforderungen gestellt.

Um dennoch eine hohe Realisierungsquote zu erzielen, ist für jedes bezuschlagte Gebot eine Sicherheit von 70 €/kW zu hinterlegen. Verstößt der Bieter gegen Mitteilungspflichten oder Ausschreibungsrichtlinien oder verzögert sich die Inbetriebnahme, wird die Sicherheit vollständig oder teilweise einbehalten. Erste Pönalen greifen, wenn die Aufnahme des Dauerbetriebs später als 48 Monate nach Zuschlag erfolgt. Die Sicherheiten entsprechen bei einem Projekt mit Investitionskosten von 1000 €/kW somit etwa 7 %.

Die Zugangs- und Pönaleregelungen sind also nicht extrem restriktiv sondern insgesamt als fair zu betrachten.

KWK-Auktionsmodellierung
Mit Fördersätzen von bis zu 7 ct./kWh ist die Teilnahme an den Ausschreibungen durchaus für viele Investoren attraktiv. Vor einer Teilnahmeentscheidung gilt es jedoch, eine Einschätzung der Wettbewerbssituation zu erarbeiten.

Die Erfahrungen aus anderen Märkten, beispielsweise im Windbereich, zeigen, dass Auktionsmodellierungen eine wichtige Rolle spielen, um den Marktakteuren eine Einschätzung der Wettbewerbsintensität zu ermöglichen. Darüber hinaus bilden Sie eine konkrete Basis für Wirtschaftlichkeitsberechnungen und die Entwicklung einer Gebotsstrategie.
Vor diesem Hintergrund hat enervis ein KWK-Auktionstool entwickelt. Das Tool basiert auf Markterkenntnissen aus dem KWK-Segment und unseren weitreichenden Erfahrungen zur Auktionsmodellierung (beispielsweise aus den Windauktionen).

Das Vorgehen gliedert sich hier in drei Schritte (siehe Abbildung 1):

1. Als Basis dienen Marktrecherchen und Informationen zur Projektpipeline an KWK-Anlagen.
2. Darauf aufbauend kann eine Abschätzung der Kosten- und Erlössituation der einzelnen Projekte vorgenommen werden.
3. Abschließend wird eine Simulation des Gebotsverhaltens der Marktakteure durchgeführt.

Im Ergebnis der Modellierung steht eine Einschätzung dazu, welche KWK-Leistungen mit welchem Gebotspreis in eine Auktionsrunde gehen können.

Die Durchführung einer Monte-Carlos Simulation zu Parametern der Projekte und zum Gebotsverhalten ermöglicht es hierbei, eine Bandbreite für die weitere Risikoanalyse zu ermitteln.

Abbildung 2 zeigt den beispielhaften Output einer solchen Simulation. Dargestellt sind für eine Vielzahl von Simulationsläufen die Gebotskurven. Dort wo die Nachfrage („100 MW“) die Gebotskurven schneidet, kommt es zur Markträumung. Alle Gebote mit einem niedrigeren Gebotspreis würden einen Zuschlag erhalten.

Festgehalten sei an dieser Stelle, dass die bekannte Projektpipeline die Nachfrage überschreiten kann, zumindest dann, wenn alle auch bisher noch nicht vollständig gesicherten Projekte teilnehmen. Jedoch ist zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht abschließend klar, welche Anlagen wirklich auch bieten werden oder in welcher Runde dies geschieht. Darüber hinaus zeigen die Simulationsläufe eine relevante Streuung. Es besteht also durchaus Fantasie auch für „spekulative“ Gebote im Rahmen des Pay-as-Bid Verfahrens.

Handlungsoptionen für Investoren
Nachfolgende Abbildung 3 illustriert die Herausforderungen bei der Erstellung einer Gebotsstrategie mit der sich Investoren nun konfrontiert sehen. Aufgetragen ist hier der Zusammenhang zwischen der Höhe des Gebots (auf der X-Achse) und der Zuschlagswahrscheinlichkeit (orange Linie). Die graue Linie repräsentiert hierbei ein Maß für die erwartete Rentabilität des Projektes im Mittelwert der verschiedenen Szenarien.

Erwartungsgemäß liegt eine Gebotsstrategie mit einer Zuschlagswahrscheinlichkeit von „100%“ (grüner Punkt) deutlich links von einer renditemaximalen Strategie mit einer Zuschlagswahrscheinlichkeit von nur noch um die 50 % (blauer Punkt). Hier liegt also ein „Trade-Off“ vor.

Erkennbar ist aber auch, dass es zwischen diesen beiden Punkten ein interessantes Feld mit durchaus stabiler Zuschlagswahrscheinlichkeit und nur wenig abgesunkener Rendite existiert. Die „Kunst“ der Auktionsstrategie liegt nun darin, für das Projekt eine Gebotshöhe zu finden, die den jeweiligen Rendite- / Risikoappetit geeignet widerspiegelt. Dies sollte jedoch keine „Bauchentscheidung“ sein, sondern auf fundierter energiewirtschaftlicher Analyse basieren.

Bei den Auktionen des KWKG sogar noch mehr als bei anderen Märkten (z.B. Wind Onshore mit gleitender Marktprämie) ist eine zentrale Basis einer geeigneten Gebotsstrategie die Einschätzung der Entwicklung des Großhandelsstrompreises. Die Ergebnisse der jüngsten Offshore Auktion illustrieren eindrucksvoll, dass dabei der Fluch des Gewinners drohen kann. Ein Phänomen, dessen sich alle Teilnehmer einer Ausschreibung bewusst sein müssen: Wer sich bei der Bewertung vorhandener Unsicherheiten in seiner Gebotskalkulation am stärksten verkalkuliert und dabei die realen Kosten bzw. Risiken unterschätzt, der wird mit hoher Wahrscheinlichkeit die Ausschreibung gewinnen. Dies aber zu einem Preis, der sich später als zu optimistisch kalkuliert (d.h. für das Projekt als zu niedrig) erweist.

enervis verfügt über Marktmodelle, die zeitlich hochaufgelöste und langfristige Strompreisprognosen ermöglichen. Solche Marktmodellierungen bilden die Basis einer Gebotsstrategie und ermöglichen die Bewertung von Chancen / Risiken durch eine Szenarioanalyse. Sprechen Sie uns an, wir erörtern Ihre spezifische Ausgangssituation gern telefonisch mit Ihnen.

Fazit
Mit Fördersätzen von bis zu 7 ct./kWh ist die Teilnahme an den Ausschreibungen attraktiv, mindestens für größere Anlagen des Leistungsspektrums und Modernisierungen. Da die anteilige Einbehaltung von Sicherheiten erst nach einer Frist von 48 Monaten beginnt, ist auch eine Teilnahme von Anlagen in einem frühen Planungsstadium interessant.

Akteure mit einem gesicherten Standortzugriff sollten sich die Chance einer Teilnahme nicht entgehen lassen! Hierbei gilt es die Chance zu nutzen, dass sich in der ersten Auktionsrunde ggf. noch ein gemäßigter Wettbewerb einstellt.

Dazu wird unter anderem auch eine Einschätzung zur Marktlage in den Auktionen benötigt. enervis verfügt hierzu über eine umfangreiche Datenbasis zu den anstehenden Projekten und unterstützt sie gern mit dem enervis Auktionsmodell für KWK.

Gern diskutieren wir dieses Thema mit Ihnen bei unseren öffentlichen Workshops:

• am 08.11. in Leipzig oder
• am 14.11. in Düsseldorf

Alternativ stellen wir Ihnen die strategischen Implikationen mit einem Ausblick auf die Modellierung in einem Inhouse Strategieworkshop vor.

Wir unterstützen sie gern mit unserem enervis KWK-Auktionsmodell bei der Bestimmung einer geeigneten Gebotshöhe und stehen Ihnen telefonisch zur Verfügung (030 695 175 17).

enervis-Autor
Julius Ecke

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Akteure im Strommarkt müssen sich auf Auktionen als Instrument zur Technologieförderung einstellen. Nach den, soweit bereits heute ersichtlich, erfolgreichen Wind-Ausschreibungen werden im Dezember diesen Jahres erstmals auch die Fördersätze für Kraft-Wärme-Kopplung-Anlagen auktioniert. Eine am 17. Mai von der Bundesregierung verabschiedete Verordnung hat nun Rahmenbedingungen und Design der Ausschreibungen festgelegt.

Ausschreibungsdesign
Die Teilnahme an der Ausschreibung ist für alle KWK-Anlagen zwischen 1 MW und 50 MW verpflichtend. Eine Übergangsregelung sieht vor, dass für Anlagen, die noch in 2016 bestellt wurden oder eine Genehmigung im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes erhalten haben und noch in 2018 in Betrieb genommen werden, die Teilnahme an der Ausschreibung freiwillig ist. Eine Förderung für Anlagen, die zum Teil der Eigenversorgung dienen, von vermiedenen Netzentgelten profitieren oder mit Stein- oder Braunkohle betrieben werden, ist dabei ausgeschlossen. Auch entfällt mit Ausschreibungsteilnahme die zusätzliche Förderung für KWK-Anlagen, die eine Stein- oder Braunkohleanlage ersetzen.

Es werden weiterhin fixe Zuschlagzahlungen auf den erzielten Börsenpreis nach dem Pay-as-Bid Verfahren auktioniert. Die erste Ausschreibungsrunde ist für den 1. Dezember 2017 angesetzt. Danach sollen zweimal jährlich am 1. Juni und 1. Dezember jeweils 100 MW an elektrischer KWK Leistung ausgeschrieben werden. Ein sukzessiv steigender Anteil davon ist für sogenannte „innovative KWK-Systeme“ vorgesehen. Damit sind KWK-Anlagen gemeint, die in Kombination mit einer Technologie zur erneuerbaren Wärmegewinnung (z.B. Wärmepumpen oder Geothermie) betrieben werden. Eine ausführliche Definition findet sich im Verordnungstext. Die Abbildung zeigt die Ausschreibungstermine und die Zusammensetzung der jeweils ausgeschriebenen Leistung. Da nicht bezugschlagte Leistungen vorangegangener Auktionen erneut ausgeschrieben werden, kann sich das Volumen einzelner Ausschreibungen ggf. erhöhen.

An die Bieter werden dabei keine sehr strengen Anforderungen gestellt: Es wird weder eine Baugenehmigung noch eine Genehmigung im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vorausgesetzt. Der Anlagenstandort hingegen muss in Form einer postalischen Adresse bereits festgelegt werden. Darüber hinaus ist analog zum EEG eine teilweise Öffnung der Auktionen für das Ausland geplant. Für konventionelle KWK-Anlagen sind Gebote zwischen 1 und 50 MW zulässig. Für innovative KWK-Systeme sinkt die obere Gebotsgrenze auf 10 MW.

Fördersätze
Der rechtliche Rahmen sieht für konventionelle KWK-Anlagen eine maximale Zuschlagszahlung von 7 ct./kWh vor. Darüber hinaus gibt es auch eine Deckelung der geförderten Energiemengen. Um eine flexiblere Anlagenfahrweise anzureizen, wird die Förderung pro Jahr für maximal 3.000 Volllaststunden gezahlt. Nur die ersten 3.000 Volllaststunden eines Jahres erhalten also eine Förderung. Diese Vollbenutzungsstunden gilt es also in die Stunden des Jahres mit möglichst guten Strompreisen zu legen. Je nach Anlagenkonzept eine vermarktungstaktische Herausforderung.

Zusätzlich ist die absolute Förderung für konventionelle KWK-Anlagen insgesamt auf 30.000 Volllaststunden beschränkt. Für innovative KWK-Systeme beträgt der maximale Fördersatz 12 ct./kWh und die Förderung ist auf 45.000 Volllaststunden begrenzt. Umgerechnet entspricht die gesamte Förderung somit bis zu 2.100 €/kW für konventionelle KWK-Anlagen und bis zu 5.400 €/kW für innovative KWK-Systeme (jeweils bei Maximalsätzen).

Pönalen und Sicherheiten

Um trotz der geringen Anforderungen an die Ausschreibungsteilnahme eine hohe Realiserungsqoute zu erzielen, ist für jedes bezuschlagte Gebot eine Sicherheit von 100 €/kW zu hinterlegen. In Abhängigkeit von der Gebotsgröße entspricht dies bei KWK-Anlagen von 1-50 MW somit zwischen 100.000 und 5.000.000 € (bei nicht-innovativen Systemen). Verstößt der Bieter gegen Mitteilungspflichten oder Ausschreibungsrichtlinien oder verzögert sich die Inbetriebnahme, wird die Sicherheit vollständig oder teilweise einbehalten. Erfolgt die Aufnahme des Dauerbetriebes mehr als 54 Monate nach Zuschlag, erlischt der Anspruch auf Förderung.

Die Pönale fällt dabei leistungsspezifisch und nicht anlagenspezifisch an. Bei einer mit 2 MW bezuschlagten Anlage, die 54 Monate nach Zuschlag lediglich eine Leistung von 1,8 MW erzielt, wird also lediglich ein der Differenz von 0,2 MW entsprechender Betrag von 19.200 € einbehalten. Die obere Abbildung zeigt die leistungsspezifische Pönale in Abhängigkeit der seit dem Zuschlag vergangenen Zeit.

Fazit
Insgesamt setzen die KWK-Ausschreibungen den allgemeinen Trend fort, Fördermechanismen stärker marktbasiert und systemdienlich auszurichten. Ausdruck hiervon ist neben der Auktionierung von Fördersätzen vor allem die Deckelung der jährlichen Fördermengen. Dieser Trend stellt Anlagenbetreiber vor neue Herausforderungen und fordert Marktverständnis. Anstelle eines wärmeorientierten Dauerbetriebs treten Marktprognosen und Einsatzoptimierung.

Mit Fördersätzen von bis zu 7 ct./kWh ist die Teilnahme an Ausschreibungen grundsätzlich attraktiv, mindestens für größere Anlagen des Leistungsspektrums. Da die anteilige Einbehaltung von Sicherheiten erst nach einer Frist von 48 Monaten beginnt, ist auch eine Teilnahme von Anlagen in einem frühen Planungsstadium interessant. Dazu wird unter anderem auch eine Einschätzung zur Marktlage in den Auktionen benötigt. enervis verfügt hierzu über ein umfangreiche Datenbasis zur den anstehenden Projekten.

enervis verfügt auch über umfangreiche Marktmodelle, die zeitlich hochaufgelöste Preisprognosen ermöglichen, und berechnet darauf aufbauend die optimale Einsatzstrategie für Ihre KWKG-geförderte Anlage unter den jeweiligen Rahmenbedingungen. Sprechen Sie uns an, wir erörtern Ihre spezifische Ausgangssituation gern telefonisch mit Ihnen.

enervis-Autor
Julius Ecke

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Betrachtungen und Analysen zur Situation der französischen Kernkraftwerke, den Auswirkungen auf den Strompreis sowie ein Ausblick auf ein Engpassmanagement zwischen Deutschland und Österreich

Ja ist denn heut schon Weihnachten? Das haben sich wohl einige Marktteilnehmer in den vergangenen Wochen mit Blick auf die day-ahead Strompreisnotierungen gefragt. Eine rasante Rally führte Stundenpreiskontrakte in Frankreich und der Schweiz bis in den – teils hohen – dreistelligen Bereich mit spürbaren Rückwirkungen auf das deutsche Marktgebiet. Turbulente Zeiten, auch in der Energiewirtschaft. Zwischendurch dann auch noch die Ankündigung (oder schon ein Beschluss?) der BNetzA zur Aufhebung der gemeinsamen Strompreiszone Deutschland/Österreich und der Einführung eines Engpassmanagements ab Mitte 2018. Wie ist dies einzuordnen und welche Auswirkungen ergeben sich daraus? Doch der Reihe nach.

Knappheitspreise in Frankreich

Bereits im Frühjahr 2016 räumte der französische Energiekonzern Areva Mängel beim Kraftwerksbau ein. Betroffen waren auch Bauteile für Atomreaktoren. Gemeinsam mit dem Kraftwerksbetreiber EDF sollten die Problemfälle im Einzelnen geprüft werden. Das Ausmaß der Ergebnisse war zu diesem Zeitpunkt noch vollkommen unbekannt. Auslöser waren erkannte Mängel im Reaktordruckbehälter des sich im Bau befindlichen Kernkraftwerks Flamanville (geplante Inbetriebnahme Q4 2018, geschätzte Gesamtkosten über zehn Mrd. Euro (ca. 6.500 €/kW)), woraufhin die französische Behörde für Nuklearsicherheit ASN eine eingehende Prüfung an 18 französischen Reaktoren ähnlicher Bauart veranlasste. Die Befürchtungen bestätigten sich. Unregelmäßigkeiten an den Stahllegierungen der Dampfreaktoren bei wenigstens 12 Reaktoren wurden festgestellt. Vor allem Bauteile eines japanischen Zulieferers wiesen Materialfehler auf. Daraufhin wurden von EDF Mitte Oktober 5 der untersuchten Anlagen sofort unplanmäßig heruntergefahren, die restlichen betroffenen Anlagen sollen unmittelbar in Intervallen für weitere Inspektionen vom Netz gehen. Vollkommen unsicher ist, wie lange die Stillstandszyklen andauern. Zur Einordnung: 75 % des französischen Stromverbrauchs werden durch Kernenergie gedeckt.

Insbesondere vor den anstehenden Wintermonaten mit sehr hohen Nachfragespitzen (2012: 103.000 MW / 01/2016: 89.000 MW) ist dies eine beunruhigende Nachricht.

Es wird befürchtet, dass etwa die Hälfte der 58 französischen Reaktoren (63.250 MW) von diesen technischen Problemen betroffen sind. Mitte Oktober waren dann 22 Reaktoren (22.700 MW) aufgrund von Instandhaltungsmaßnahmen bzw. Stillstandsanordnungen nicht am Netz. 17 Reaktoren davon sollten bis zum Jahresende wieder in Betrieb sein. Allerdings zeigten sich bei einigen Anlagen weitere Unregelmäßigkeiten, sodass die angestrebten Wiederinbetriebnahmezeitpunkte nicht zu halten waren.

Diese, das letzte halbe Jahr andauernden, Unsicherheiten mit immer neuen Mitteilungen, Ankündigungen von Stillständen, Verlängerung von Stillstandszeiten, verminderter Stromerzeugung und nicht zuletzt vielen offenen Fragen und unausgesprochenen Befürchtungen haben zu einer zunehmenden Nervosität an den europäischen Strommärkten geführt. Einerseits ist bislang offen, inwieweit diese Unregelmäßigkeiten auch andere europäische Kernkraftwerke betreffen. Technische Probleme in den belgischen und Schweizer Kernkraftwerken sind seit einiger Zeit bekannt. Aktuelle Veröffentlichungen zum fragwürdigen Umgang mit der Notfallkühlung von Reaktoren betreffen vor allem ältere Anlagen, insbesondere in Osteuropa. Andererseits zeigte sich die Nervosität rund um die Entwicklungen in den französischen Kernkraftwerken seit Oktober in deutlich steigenden day-ahead Strompreisnotierungen.

Eine durchaus nachvollziehbare Marktreaktion, wenn die Unsicherheiten um das Ausmaß der Unregelmäßigkeiten und die Bedeutung des französischen Kernenergiesektors für die europäische Stromversorgung in Betracht gezogen werden. Mitte November wurde dieses Bild jedoch etwas relativiert und die Lage scheint sich zu beruhigen. Wie angespannt die Situation allerdings noch immer ist, lässt sich aus einer Meldung von vergangener Woche ablesen. EDF kündigte an, dass 2 Reaktoren entgegen der Pläne erst Ende Dezember anstatt Ende November wieder ans Netz gehen. Hektik im Markt und Preisausschläge nach oben waren die Folge.

Erstaunlich ist zumindest, dass sich die Frontquartalnotierungen von diesen Entwicklungen bisher wenig beeinflusst zeigen.

Hier sehen wir (noch) relativ moderate Preise und keine hektischen Ausschläge. Es ist zu vermuten, dass die generelle Markteinschätzung wohl von einem temporären, kurzfristigen Problem ausgeht und (noch) keinen langfristigen Engpass im französischen Markt erwartet. Dies unter der Prämisse, dass die durch die ASN angeordneten technischen Überprüfungen im Verlauf des Winters koordiniert und im Zeitplan durchgeführt werden sowie keine weiteren Untersuchungen nach sich ziehen.

Vor dem Hintergrund dieser Unsicherheiten und der europäischen Tragweite von möglichen längerfristigen und massiven Kernkraftwerksausfällen in Frankreich, erscheint ein Blick auf das sich dann einstellende Stunden- und Tagesstrompreisniveau interessant und sinnvoll. Wirft man den Blick nochmal zurück ins Jahr 2016, stellt sich die Frage: Lassen sich die preislichen Auswirkungen solcher Marktentwicklungen, die scheinbar unvorhergesehen und radikal auftreten, tatsächlich antizipieren und glaubhaft im Rahmen von Szenarien modellgestützt abbilden?

Analysen, die wir in diesem Zusammenhang mit unserem Strommarkt-Fundamentalmodell durchgeführt haben, zeigen in einem ersten Schritt – im Sinne eines Backtesting des Jahres 2016 – inwieweit sich die Ausprägung und Entwicklung der diesjährigen relevanten Marktparameter (nicht nur des französischen Marktes) tatsächlich auf das day-ahead Strompreisniveau ausgewirkt und welches Strompreisniveau sich modellseitig eingestellt hat. Die Ergebnisse der Modellierungen zeigen, dass dem am Markt beobachtbaren Preisniveau bis Mitte November 2016 nicht nur in Höhe sondern auch in Struktur fundamentale Elemente zugrunde liegen können.

Infolge des Ausfalls der Kernkraftkapazitäten kamen im französischen Markt in der 2. Jahreshälfte vermehrt ältere GT und ölgefeuerte Kraftwerke mit sehr hohen Grenzkosten zum Einsatz. Zudem wurde von Frankreich verstärkt Strom (teuer) importiert. Auch in der Schweiz sind Knappheitstendenzen erkennbar (Ausfall von 2 Kernkraftwerken, geringes Wasserdargebot). Frankreich – sonst zuverlässiger Lieferant – gibt dieses Jahr, aus den skizzierten Gründen, deutlich weniger Strom an die Schweiz ab, so dass zeitweise ein ungewöhnlich hoher Stromfluss aus Italien in die Schweiz zu verzeichnen war. Aufgrund der Transitfunktion des Schweizer Marktes treten in der derzeitigen Marktsituation in Spitzenzeiten sonst eher unübliche (da teure) Handelsflüsse von Italien über die Schweiz nach Frankreich auf. Der italienische Kraftwerkspark ist vor allem durch Gaskraftwerke geprägt. Sollten diese gebraucht werden, steigt bei einem Einsatz auch das Strompreisniveau. Es lässt sich festhalten, dass das derzeitige Markt- und Preisgeschehen an den europäischen Strommärkten durchaus fundamental nachvollziehbar ist.

Sollten diese Turbulenzen mehr als eine Momentaufnahme sein, sondern eher den Auftakt eines grundsätzlichen Transformationsprozesses kennzeichnen, erscheint ein Blick auf künftige Strommarkt- und Strompreisentwicklungen durchaus empfehlenswert. Nicht nur, um die wichtigen Treiber des Marktes frühzeitig zu identifizieren und zu bewerten, sondern um unter sich ändernden Rahmenbedingungen zielgerichtet die eigene Marktpositionierung vorzunehmen.

Preisentwicklung Kraftwerkssteinkohle
In Anbetracht der Entwicklung des day-ahead Strompreisniveaus in 2016 sollte ein wichtiger Treiber allerdings nicht in Vergessenheit geraten: Der Einfluß der Steinkohlepreise auf das day-ahead Strompreisniveau 2016 in Deutschland war deutlich erkennbar. Die Flaute am Markt für Kraftwerkssteinkohle scheint seit etwa Mitte des Jahres vorüber. Zentraler Treiber war der chinesische Markt. Zwar lag der Kohleverbrauch in China 2016 unter den Werten des vergangenen Jahres. Allerdings führte eine konsequente Stilllegung alter, ineffizienter Kohleminen zu einem spürbaren Rückgang der chinesischen Förderung und zu einem deutlich höheren Importanteil. Im Verbund mit Förderrückgängen im asiatischen Raum erlebte der globale Preis für Kraftwerkssteinkohle einen deutlichen und sehr spürbaren Anstieg im Jahresverlauf. Infolge des immer noch großen Anteils an strompreissetzenden Steinkohlekapazitäten in Deutschland (und in Verbindung mit einem unterjährig wieder anziehenden Gaspreis, was der Wettbewerbsfähigkeit von Kohle zuträglich war) prägte die Entwicklung des Steinkohlepreises auch zu einem guten Teil die Strompreisentwicklung in 2016.

Engpassmanagement Deutschland Österreich
Mit dem Blick in die Zukunft rückt zudem eine aktuelle Entwicklung in den Fokus, die seit einiger Zeit von den Betroffenen höchst interessiert verfolgt wird: Die geplante Aufhebung der gemeinsamen Strompreiszone Deutschland/Österreich und die Einführung eines Engpassmanagements ab Mitte 2018.
Die europäische Regulierungsagentur Acer hat sich bereits im September 2015 für ein perspektivisches Engpassmanagement beim Stromtransport zwischen Deutschland und Österreich ausgesprochen. Begründet wird dies durch temporär sehr hohe Handelsflüsse (in der Spitze >10 GW) zwischen Deutschland und Österreich. Die tatsächliche Netzkuppelkapazität liegt lt. BNetzA deutlich unter diesem Wert. Weiterer Grund dafür waren die sogenannten Ringflüsse über Polen und Tschechien. Eine Überprüfung der momentanen Übertragungskapazität durch die BNetzA ergab, dass tatsächlich nur 3 bis 4 GW (n-1)-sicher über die Grenze Deutschland/Österreich übertragen werden können, ohne die Netze der Anrainer dafür mit in Anspruch zu nehmen. Daher stellte sich aus Sicht der Regulierer die Frage nach der Erforderlichkeit eines Engpassmanagements.

Auf Basis der Verordnung der EU-Kommission zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM 08/2015) wird der Zuschnitt von Gebotszonen regelmäßig überprüft. Erste Überprüfungen und Vorarbeiten für die deutsch-österreichische Gebotszone haben bereits stattgefunden. In Konsequenz dieser Gemengelage hat die BNetzA die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber im Oktober 2016 aufgefordert, eine Engpassbewirtschaftung an der Grenze zu Österreich einzuführen. Das Engpassmanagement soll ab dem 3. Juli 2018 gelten. In aktuellen Studien der BNetzA (Bericht zur Reservebedarfsfeststellung (04/2016); Genehmigung Szenariorahmen Netzentwicklungspläne (06/2016)) werden Engpassszenarien zwischen Deutschland und Österreich als künftiger Basisfall modelliert. Schließlich hat Anfang November Acer einer Aufteilung der deutsch-österreichischen Strompreiszone zugestimmt.

Unter diesen Vorzeichen ist es inzwischen geboten, einer Preiszonentrennung erheblich höhere Aufmerksamkeit beizumessen als noch zu Beginn des Jahres. Insbesondere österreichische Versorger dürfte diese Konstellation direkt tangieren. Nach aktuellen enervis-Berechnungen würde durch eine Engpassbewirtschaftung der Grenzkuppelstelle Deutschland-Österreich – abhängig von der Höhe der technischen Begrenzung der Transferkapazität – das mittlere jährliche Großhandelsstrompreisniveau in Österreich kurzfristig um etwa 2% bis 15% ansteigen, wobei sich wesentliche Effekte unterjährig auf das Winterhalbjahr konzentrieren.

Allerdings, und das ist wiederum ein interessanter Aspekt für die deutsche EE-Branche, hätte eine Begrenzung der Grenzkuppelleistung mit Österreich sowie der Einsatz der Phasenschieber an den ostdeutschen Grenzen unmittelbar Einfluss auf Häufigkeit und Höhe von negativen stündlichen Strompreisen und damit, legt man die Regelungen im §51 EEG zugrunde, auf die Wirtschaftlichkeit von EEG-geförderten Windanlagen.

enervis verfügt über umfangreiche Marktmodelle zur Abbildung und Analyse von Strommärkten. Basierend auf ökonomischen und energiemarktspezifischen Fundamentaldaten erlauben diese Modelle zeitlich hochaufgelöste Strompreisprognosen und Marktanalysen. Auch als Onlinetools für die Nutzung in ihrem Unternehmen!

Die aktuelle Referenzstudie Strommarkt 2035 ist ab sofort erhältlich. www.strommarktmodell.de

enervis-Autor
Mirko Schlossarczyk

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Wind-Futures als neues Geschäftsfeld für Windmüller und konventionelle Kraftwerksbetreiber
Neue handelbare Produkte (“Wind-Futures“) ermöglichen die Besicherung von Windrisiken. Für eine solide Finanzierung von Windprojekten sind stetige Erträge von Vorteil und können unter Umständen zu besseren Finanzierungskonditionen führen. An dieser Stelle können Wind Futures als Instrument eingesetzt werden, um Schwankungen von Windertrag und damit auch Erlösen über die Betriebsdauer auszugleichen. Doch wer bietet sich als Gegenpart eines solchen Geschäfts beziehungsweise Produkts an und kann dabei von den Windmüllern eine Risikoprämie verlangen? Dies dürften insbesondere konventionelle Kraftwerke sein, die in Jahren mit niedriger Windauslastung höhere Deckungsbeiträge erzielen und umgekehrt. Diese enerviews analysieren die Ausgangslage und leiten Handlungsoptionen aus den neuen Produkten ab.

Gründe für Wind Futures

Erhebungen zeigen, dass abhängig vom Standort jährliche Ertragsabweichungen im Vergleich zum langjährigen Mittel in der Größenordnung von +/- 15% in der Vergangenheit durchaus aufgetreten sind. Abbildung 1 zeigt die Abweichung von der langjährigen mittleren jährlichen Vollbenutzungsstundenzahl von Windenergieanlagen in Deutschland.

Abhängig von der Finanzierungsstruktur und der Höhe der Rücklagen können die daraus resultierenden Erlösverluste erhebliche Auswirkungen auf die Finanzierungskonditionen haben. Eine Absicherung der jährlichen Winderträge mit Hilfe von Finanzprodukten wie den seit einiger Zeit diskutierten Wind Futures kann die Zahlungsströme über den Betriebszeitraum der Anlage vergleichmäßigen. Eine Reduktion des Risikos von Ertragseinbußen durch eine Reihung von Schwachwindjahren kann dann im nächsten Schritt zu einer Verbesserung der Finanzierungskonditionen führen. Denn wenn das Risiko einer Illiquidität durch geringe Erlöse und damit einer Gefährdung der Rückzahlung des Fremdkapitals wegfällt, so könnten die Anforderungen der Banken an Rücklagen und der Risikoaufschlag bei den Konditionen sinken.

Gerade vor dem Hintergrund der anstehenden Auktionen kann eine gute Hedging-Strategie somit einen relevanten Wettbewerbsvorteil ggü. anderen Projekten erschließen.

Wie funktioniert ein Wind Future aus Sicht von Windanlagenbetreibern?
Wind Futures sind börsengehandelte, standardisierte Derivate. Basis ist ein Index, dessen Wert von der Auslastung der installierten Windkapazitäten in Deutschland abhängt.

Einem jeden Kontrakt liegt dabei ein Basiswert zu Grunde, in diesem Fall die mittlere Auslastung der Windkapazitäten gemäß dem Index.

Dies sei im Folgendem an einem Beispiel verdeutlicht: Schließt ein Windanlagenbetreiber ein Handelsgeschäft über ein Jahr mit dem Basiswert von 2.200 Vollbenutzungsstunden ab und die mittlere jährliche Auslastung liegt am Ende des Jahres unter dem Basiswert, so ergibt sich daraus für den Betreiber ein Erlös (x €/%-Punkt, den der Index unter dem Basiswert liegt). Im umgekehrten Fall, es liegt ein Jahr mit mehr als 2.200 Vollbenutzungsstunden vor, ist der Betreiber nachschusspflichtig. Die Erlöse aus dem Wind-Future sind also gegenläufig zu den EEG-Erlösen, insgesamt, also in Summe aus den EEG-Erlösen und den Effekten aus dem Wind-Future, kommt es zu einer Vergleichmäßigung der Erlöse. Dies funktioniert dabei umso besser, je stärker die Auslastung eines Windanlagenportfolios mit den durchschnittlichen Auslastungen der Windkraftanlagen in Deutschland korreliert ist.

Nutzen für die Betreiber von konventionellen Kraftwerken
Das Interesse der Windkraftanlagenbetreiber an der Absicherung von Windrisiken ist offensichtlich. Doch wer bietet sich als Gegenpart eines solchen Geschäfts beziehungsweise Produkts an?

Dies dürften insbesondere konventionelle Kraftwerke sein, die in Jahren mit niedriger Windauslastung höhere Deckungsbeiträge erzielen und umgekehrt. So sind in Jahren mit niedrigem Windertrag der Strompreis und die Auslastung der Kraftwerke höher (und umgekehrt), die wirtschaftliche Position von Kraftwerken ist also gegenläufig zu der der Windkraftanlagenbetreiber.

Abbildung 2 illustriert diesen Effekt an einem beispielhaften Kohlekraftwerk und einer typischen Windkraftanlage.

Der Darstellung zugrunde liegt eine Modellierung der Strommarkterlöse für 5 verschieden stark ausgeprägte Windjahre mit dem enervis Fundamentalmodell.

Das Ergebnis zeigt eine gegenläufige Entwicklung von Deckungsbeiträgen bei Windenergie bzw. Kohlekraft. Ähnliche Effekte sind auch bei anderen konventionellen Kraftwerkstechnologien bzw. bei Speichern zu beobachten. Das bedeutet, dass in Jahren geringer Windenergieeinspeisung Kohlekraftwerke höhere Erlöse am Strommarkt realisieren können, da das Preisniveau insgesamt weniger durch die Windenergie geprägt wird. Die Auswirkung der steigenden Deckungsbeiträge für bestehende Kohlekraftwerke liegt kurzfristig bei etwa 40% des Effektes auf Windenergieanlagen. Das bedeutet, für 1 MW Windenergie, das über Wind Futures abgesichert wird, wird etwa die 2,5fache Leistung an konventionellen Kapazitäten als Counterpart benötigt.

Es zeigt sich also, dass konventionelle Kraftwerke, hier am Beispiel von Kohlekraftwerken, grundsätzlich gut geeignet sind, um als Counterpart von Windkraftanlagenbetreibern in Bezug auf Wind-Futures zu agieren. Da die Kraftwerke hier sowohl das Risiko von Windertragsschwankungen dämpfen, als auch ggf. die Finanzierungskosten der Anlagen dämpfen, könnten sie hierfür von Windmüllern ggf. eine Risikoprämie verlangen.

Handlungsoptionen
Der Handel mit strukturierten Finanzprodukten, ob an der Börse oder bilateral, bietet viele Chancen, jedoch auch Herausforderungen.
Windkraftanlagenbetreiber sollten prüfen, wie stark ihre spezifische wirtschaftliche Situation mit dem übergeordneten Windertrag korreliert ist. Darauf basierend gilt es eine Hedging-Strategie zu entwickeln und ggf. bilateral oder börslich umzusetzen. Für die Betreiber von Windenergieanlagen ist dabei zu bewerten, welche Menge von Wind Futures notwendig ist, um das Risiko aus Ertragsabweichungen auszugleichen und welcher Preis hierfür angemessen ist.

Für die Betreiber von konventionellen Kraftwerken stellt sich die Frage, wie sich Ihre Wirtschaftlichkeit in Abhängigkeit der Entwicklung des Underlyings (Auslastung des Windanlagenparks in Deutschland) entwickelt. Dies bestimmt, mit welchen Volumina und Preisen diese Anlagen eine gegenläufige Position zu den Betreibern von Windenergieanlagen einnehmen können und welche Risikoprämien ggf. verlangt werden können. Diese Berechnung sollten für die Erzeugungseinheit individuell durchgeführt werden. Hierfür müssen Szenarien mit einem Strommarktmodell ausgewertet werden, um eine Aussage über die Deckungsbeiträge des Kraftwerksportfolios in verschiedenen Windjahren zu treffen.

Für andere Akteure (Börsen, Händler, Investoren, Banken) gilt es, ein grundsätzliches Verständnis der wirtschaftlichen Zusammenhänge herzustellen.

Aktuell erarbeitet enervis eine Kurzstudie zu dieser Fragestellung. Gerne stehen wir Ihnen für diezbezügliche oder anderweitige Rückfragen zur Verfügung.

enervis-Autoren
Julius Ecke, Daniel Peschel

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Betrachtungen und Analysen zur aktuellen Situation von Steinkohlekraftwerken und GuD am Stromspotmarkt

Im Jahresverlauf lässt sich eine Entwicklung am Strommarkt beobachten, die zu Beginn des Jahres von den wenigsten Marktteilnehmern erwartet wurde: Moderne GuD haben sich in der Merit-Order-Kurve vor ältere Steinkohlekraftwerke geschoben. Zumindest für effiziente und moderne GuD-Anlagen steigen Einsatzzeiten und Profitabilität, da deren Grenzkosten im laufenden Jahr unter den Stromerzeugungskosten ineffizienter, alter Steinkohlekraftwerke liegen.

Der wesentliche Grund für diese Entwicklung ist auf den Rohstoffmärkten zu suchen. Sowohl für Steinkohle cif ARA als auch Gas TTF sanken die Spotpreise im Verlauf des Jahres 2015. Für Steinkohle cif ARA von etwa 60 USD/t im Sommer 2015 auf knapp unter 40 USD/t zu Beginn dieses Jahres. Der Gaspreis TTF fiel von einem Niveau von über 20 €/MWh Anfang 2015 auf etwas mehr als 10 €/MWh im Frühjahr 2016.

Auch der CO2-Preis hat eine durchaus turbulente Preisentwicklung hinter sich und notiert im September 2016 zwischen 4 bis 5 €/t, in 2015 bewegte sich der Preis noch im Bereich um die 8 €/t.

Durchaus beachtenswert sind die Preisentwicklungen der Commodities seit Anfang 2016. Infolge des nach wie vor hohen Überangebotes, geringer Nachfrage und hoher Lagerbestände notiert Gas TTF im Spotmarkt 2016 auf vergleichsweise niedrigem Niveau zwischen 10-15 €/MWh. Ein nachhaltiger Aufwärtstrend in die Preisregionen der vergangenen Jahre ist derzeit nicht auszumachen. Ein eindeutiger Grund für den Abfall des CO2-Preises in 2016 ist hingegen kaum identifizierbar. Unterschiedliche Einflussfaktoren drücken auf das Preisniveau, z.B. Eintrübung der weltweiten makroökonomischen Aussichten, geringerer Hedging-Bedarf der Energieversorger, höheres Angebot infolge geringerer Backloading-Kürzung, Brexit. Der Kohlepreis befindet sich hingegen inzwischen wieder nahezu auf Vorjahresniveau. Hauptsächlich verantwortlich dafür ist die anziehende Nachfrage aus Asien, insbesondere China. Dies infolge von Unwetterkapriolen und der Schließung unwirtschaftlicher Minen, welches zu spürbarem Nettoimportbedarf führt.

Die skizzierte Brennstoff- und CO2-Preisentwicklung der letzten zwei Jahre schlägt sich natürlich auch in den entsprechenden Stromerzeugungskosten von Kohle- und Gaskraftwerken in Deutschland nieder. Hier nachfolgend exemplarisch dargestellt für ein älteres Bestandssteinkohlekraftwerk mit einem durchschnittlichen Wirkungsgrad von 35% und für ein neues, effizientes GuD mit einem Wirkungsgrad von 61%.

Auch unter Berücksichtigung entsprechender Transportkosten an die Kraftwerksstandorte ergibt sich ein interessantes Bild: Seit Frühjahr 2016 ist auf Basis der zugrundeliegenden Brennstoff- und CO2-spotpreise ein Fuel-Switch bei den betrachteten Beispielkraftwerken erkennbar, der in diesem Fall zu einer höheren Wettbewerbsfähigkeit eines modernen GuD im Vergleich zu einem alten, ineffizienten Steinkohlekraftwerk führt. Dies gab es letztmals im Jahr 2011, so dass ein näherer Blick durchaus lohnenswert ist.

Mit Hilfe eines detaillierten Kraftwerkseinsatzoptimierungsmodells, mit welchem der erlösoptimierte Einsatz von verschiedenen Kraftwerkstypen unter vorgegebenen technischen und wirtschaftlichen Randbedingungen modelliert wird, ist enervis in der Lage, hochaufgelöste Einsatzoptimierungen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen für unterschiedliche Kraftwerkstechnologien durchzuführen.

Unter Anwendung dieses Tools wurde der Einsatz des Steinkohlekraftwerkes (35%) und des GuD (61%) am Stromspotmarkt (hier aus Vereinfachungsgründen ohne Regelenergievermarktung und Wärmeerlöse) der Jahre 2015 und 2016 modelliert. Datenbasis sind Ist-Werte (01/2015 – 09/2016) Steinkohle API2, Gas TTF, EUA CO2, stündliche EEX-Spotpreise sowie kraftwerkstypische sonstige Einsatzkosten. Für die Monate 10-12/2016 wurden die Werte 09/2016 fortgeschrieben.

Die Modellierungsergebnisse stützen die auf Basis der betrachteten Erzeugungskosten formulierte These, der in 2016 häufigeren Einsatzzeiten und etwas höheren Profitabilität (auf die Grenzkosten, Vollkosten erwirtschaften neue GuD genauso wie neue Steinkohlekraftwerke trotzdem nicht) neuer GuD und des momentan stärker zunehmenden wirtschaftlichen Drucks auf alte Steinkohleanlagen.

Interessant ist vor diesem Hintergrund ein Blick in die nähere Zukunft und eine Abschätzung für den Terminmarktzeitraum 2017 bis 2019. Für die Brennstoff- und CO2-Preisnotierungen dieser Jahre wurden aktuelle Futurenotierungen (Stand EEX Ende September 2016) herangezogen. Die Prognose der Stromspotpreise auf Stundenbasis erfolgte auf Basis der Projektion eines aktuellen enervis Best Guess Strommarktszenarios, welches mit Hilfe des fundamentalen enervis Strommarktmodells erstellt wurde und sehr wahrscheinliche Marktentwicklungen bis 2019 unterstellt.

Die derzeitigen Terminmarktnotierungen der Jahre 2017 bis 2019 für Steinkohle API2 und Gas TTF verlaufen in ihrer Tendenz allerdings unterschiedlich. Steinkohle wird auch für die Frontjahre in etwa auf dem derzeitigen Spotpreisniveau für etwas unter 60 USD/t gehandelt. Eine klassische Contango-Situation herrscht beim Gaspreis. Hier liegen die Frontjahresnotierungen zwischen 15 und 16 €/MWh deutlich über dem heutigen Preisniveau. Der gehandelte CO2-Preis steht robust bei etwa 4 bis 5 €/t für die kommenden Jahre.

Aus dieser Konstellation der Brennstoff- und CO2-Preise schließt sich tendenziell der Erzeugungskostenspread Kohle/Gas wieder, da der Gaspreis stärker anzieht und verhältnismäßig höher notiert. Die Betrachtungen zeigen, dass sich für die Frontjahre 2018 und 2019, basierend auf den derzeitigen Futurenotierungen, der Fuel-Switch zwischen dem exemplarisch betrachteten Bestandssteinkohlekraftwerk (35%) und dem neuen GuD (61%) wieder umkehren sollte.

Herausfordernd bleibt die Lage am Strommarkt trotzdem – grundsätzlich für beide Kraftwerkstypen. Aufgrund der mittelfristigen Strukturveränderungen im Kraftwerkspark sind folgende Entwicklungen absehbar: Sofern das betrachtete Steinkohlekraftwerk bis 2019 am Netz bleibt, könnte es – fundamental betrachtet – in dieser Zeit über den Merit-Order Effekt vom Kernenergieausstieg (Abschaltung Gundremmingen B in 2017), der Stilllegung weiterer alter Steinkohlekraftwerksblöcke sowie der Überführung von Braunkohleanlagen in die Sicherheitsreserve theoretisch zunächst etwas profitieren. Abzuwarten bleibt, wie sich im Zuge des Ausschreibungsverfahrens der Zubau von Windenergieanlagen in den kommenden Jahren entwickeln wird und welche Wind-Einspeisestrukturen – auf Basis meteorologischer Daten in den Jahren 2017 bis 2019 – sich einstellen werden. Die Szenariomodellierung zeigt, dass sich die unterstellten Stromerzeugungskosten und die skizzierten Marktentwicklungen im Vergleich zu 2016 eher neutral auf Einsatzzeiten und Profitabilität für das betrachtete Steinkohlekraftwerk auswirken.

Gleichfalls ambitioniert bleibt die Lage für neue GuD. Bei isolierter Betrachtung eines Einsatzes nur am Spotmarkt (ohne Regelenergie- und Wärmevermarktung) wird sich – unter der Prämisse der für die Frontjahre angenommenen Brennstoffpreisnotierungen – der in 2016 beobachtete Fuel-Switch in den kommenden Jahren höchstwahrscheinlich wieder umkehren. Aus den Ergebnissen der Szenariobetrachtung wird ersichtlich, dass ein steigender Gaspreis stärker auf Einsatzzeiten und Profitabilität des GuD drücken könnte, als das sich die eher vorteilhaften Strukturveränderungen im Kraftwerkpark positiv auswirken. Dies sind Indikatoren und Anzeichen dafür, dass die – auf neue GuD bezogenen – günstigen Entwicklungen in 2016 lediglich ein Strohfeuer gewesen sein könnten und keinen nachhaltigen Trend eingeleitet haben.

Letztlich bleibt festzuhalten, dass die Entwicklung des Gaspreises nach wie vor hohe Aufmerksamkeit bei der Bewertung von GuD und Steinkohlekraftwerken verdient. Im aktuellen Marktumfeld können bei einem gewissen vergleichbaren Erzeugungskostenlevel unterschiedlicher Kraftwerkstypen – selbst durch scheinbar kleinere Preisverschiebungen einzelner Commodities – Strukturverschiebungen in der Einsatzreihenfolge der Kraftwerke entstehen, die unmittelbar Einfluss auf Einsatz und Profitabilität der Anlagen haben können.

Die Szenariomodellierung zeigt allerdings auch: Sollte das Gaspreisniveau in Zukunft dauerhaft niedrig auf dem Niveau des Jahres 2016 liegen (10-12 €/MWh) und der Steinkohlepreis gleichzeitig konstant über 60 USD/t notieren, dies auch in Verbindung mit einem CO2-Preis jenseits 5 €/t, könnte sich aus dem Lichtblick für neue, effiziente GuD in 2016 durchaus ein Trend entwickeln und zugleich alte, ineffiziente Steinkohleanlagen stark unter Druck setzen.

enervis verfügt über umfangreiche Marktmodelle zur Abbildung und Analyse von Strommärkten. Basierend auf ökonomischen und energiemarktspezifischen Fundamentaldaten erlauben diese Modelle zeitlich hochaufgelöste Preisprognosen und Marktanalysen. www.strommarktmodell.de

enervis-Autor
Mirko Schlossarczyk

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Bei jeder KWKG-geförderten Anlage stehen die Betreiber und Vermarkter vor der Herausforderung, eine Strategie zu entwickeln, wie mit dem KWKG-Zuschlag, der über eine definierte Anzahl von Vollbenutzungsstunden ausgezahlt wird („30.000 VBS“), umzugehen ist. In der Praxis bestehen hier bei Anlagenbetreibern häufig Unsicherheiten. Wird der KWKG-Zuschlag bereits zu Beginn der Förderdauer vollständig in den Anlageneinsatz eingepreist, so wird die Wirtschaftlichkeit der Anlage nicht ausoptimiert, daneben fällt die Anlage nach Auslaufen der Förderung in die Unwirtschaftlichkeit. Eine Lösungsstrategie, die zu einer wirtschaftlichen Besserstellung führen kann, besteht darin, den KWKG-Zuschlag nur anteilig in den Anlageneinsatz einzupreisen. Diese enerviews beschreiben eine geeignete Einsatzstrategie.

Ausgangssituation der Anlagenbetreiber
Der KWKG-Zuschlag, der über eine ex-ante fixierte Anzahl von VBS ausgezahlt wird („30.000 VBS“), ist seiner Form nach ein „Investitionskostenzuschuss“ („Fördersatz X €/MWh multipliziert mit Förderdauer Y VBS“). Hier stellt sich für Anlagenbetreiber weniger die Frage, ob die Förderung ausgezahlt wird, sondern vielmehr mehr wann dies der Fall ist. Anlagenbetreiber haben regelmäßig zu entscheiden, ob bzw. wie stark sie einen KWKG-Zuschlag in ihren Anlageneinsatz einbeziehen. Die Einflussfaktoren einer solchen Entscheidung und eine Lösungsstrategie werden im Folgenden erläutert.

Wird der Zuschlag vollständig eingepreist (Fall 1), führt dies dazu, das die KWKG-Anlagen ihre Auslastung (relativ) steigern. Unter „Einpreisen“ wird an dieser Stelle verstanden, dass die Förderung als variabler Erlös in die Vermarktung der Anlage einbezogen wird. Dies wirkt so, als wären die Stromerlöse der Anlage höher, als sie eigentlich (nach Marktpreisen) sind. Die Anlage läuft dabei aber auch in Stunden, in denen Sie sonst aufgrund niedriger Strompreise nicht (oder weniger) Strom erzeugt hätten. In diesen Stunden ist der spezifische Deckungsbeitrag exkl. KWKG-Zuschlag (=„Strompreis + Wärmeerlös – Brennstoffkosten“) negativ. Der Vorteil einer solchen Strategie ist jedoch, dass der Betreiber eine frühere Auszahlung durch die KWKG-Förderung erhält, was einen positiven Kapitalwerteffekt hat.

Die gegenläufige Strategie wäre es, den KWKG-Zuschlag gar nicht in den Anlageneinsatz einzubeziehen (Fall 2). Die spezifische Marge der Stromerzeugung wäre dann insgesamt höher, da die Anlage nur in Stunden mit höheren Strompreisen und im Ergebnis positiven Deckungsbeiträgen läuft. Die Anlage würde genauso viele Stunden laufen wie ohne KWK-Zuschlag und somit für weniger Stunden pro Jahr eine Auszahlung erhalten. Da die Gesamtförderung konstant bleibt, würde sich die Förderung (z.B. 30.000 VBS) dadurch über einen längeren Zeitverlauf erstrecken. Gleichzeitig wäre diese Strategie jedoch mit Opportunitätskosten (des Kapitals) verbunden, da der Zuschlag insgesamt später ausgezahlt wird.

Nachfolgende Abbildung verdeutlicht die Einsatzstrategie an einem (schematischen) Beispiel. In Fall 1 liegen die Erlöse inkl. KWKG (dunkle Linie) häufig über den Grenzkosten (hellgraue Linie), die Anlage erzeugt daher fast immer Strom. Neben den Erlösen aus dem KWKG (hellblaue Balken) fallen jedoch in vielen Stunden negative Deckungsbeiträge durch Strom-/Wärmeverkauf an (orange Balken). In Fall 2 liegen die Erlöse ohne Einpreisung des KWKG häufig unter den Grenzkosten, die Anlage läuft seltener, dafür jedoch nur mit positiven Deckungsbeiträgen.

Zwischen Fall 1 und Fall 2 existiert ein anlagenspezifisches Optimum, in dem der KWKG-Zuschlag nur anteilig in den Anlageneinsatz eingepreist ist. Im Ergebnis steht eine Vermarktungsstrategie, die die Opportunitätskosteneffekte und die Optimierung des Deckungsbeitrages kapitalwertoptimal ausbalanciert.

Strategie an einem Beispiel
Abbildung 2 illustriert die zuvor beschriebenen Effekte. Dargestellt sind hier Modellergebnisse für den Kapitalwert einer beispielhaften KWKG-Anlage. Dabei wurden auf der X-Achse verschiedene Einsatzstrategien durchvariiert, die sich darin unterscheiden, wie stark der KWKG-Zuschlag in den Anlageneinsatz eingepreist wurde (zwischen 0 und 100 %).

Die graue Linie steht für den Kapitalwert der Anlage (normiert) aus den Deckungsbeiträgen (DB 2) für Strom/Wärme exkl. KWKG-Förderung. Die hellblaue Linie steht für den Kapitalwert der Deckungsbeiträge aus dem KWKG-Zuschlag. Die orange Linie steht für die Summe daraus und repräsentiert somit den Kapitalwert der zentralen Erlösströme der Anlage.

Erkennbar gehen die Deckungsbeiträge aus Strom/Wärme durch eine Einpreisung des Zuschlags recht deutlich zurück, da in Stunden mit negativen Margen produziert wird. Der Kapitalwert aus dem KWKG-Zuschlag steigt jedoch an, da die Auslastung der Anlage ansteigt. In Summe (orange Linie) ergibt sich hier ein Optimum bei einer Einpreisung in der Größenordnung von 25 %. Dabei ist zu berücksichtigen, dass dieses Optimum nur für die hier betrachtete Beispielanlage gilt.

Hervorzuheben ist, dass der Kapitalwert der Anlage (orange Linie) in einer Größenordnung von 10% durch die Wahl der Vermarktungsstrategie beeinflusst wird. Eine Größe, die sich ohne Investitionen oder Änderungen an der Anlagenkonfiguration leicht beeinflussen lässt. Vor dem Hintergrund der knappen Margen am Strommarkt ein Effizienzpotenzial, welches auf keinen Fall vernachlässigt werden sollte.

Notwendige Analysen
In einem ersten Schritt gilt es, Zukunftsszenarien der Wärmenachfrage und Strompreisstrukturen aufzustellen. Bei Letzterem kommt das enervis Fundamentalmodell zum Einsatz, welches die langfristige Entwicklung hochaufgelöster Strompreise ermöglicht. Hierbei sollten verschiedene Szenarien betrachtet werden, um zu ermitteln, welche Risiken einer Strategie innewohnen bzw. wie stabil die wirtschaftlichen Effekte sind.

Hierauf basierend kann mit einem mathematischen Optimierungsprogramm ermittelt werden, welche Gebotsstrategie, den wirtschaftlichen Wert der Anlage maximiert. Hier kommt das enervis Dispatch-Modell zum Einsatz.

Im Ergebnis steht eine optimale Einsatzstrategie und damit eine fundierte Aussage darüber, wie stark der KWKG-Zuschlag in das Einsatz- bzw. Gebotsverhalten eingepreist werden sollte.

Fazit
In der energiewirtschaftlichen Praxis ist bei vielen Anlagenbetreibern jedoch Unsicherheit festzustellen, wie mit dem KWKG-Zuschlag im Anlageneinsatz umzugehen ist.

Die hier beschriebene Fragestellung ist jedoch relevant für alle strommarktorientierten und KWKG-geförderte Anlagen jeder Größenklasse (z.B. auch BHKW in Wärmenetzen) und kann signifikantes Optimierungspotenzial bieten. Relevant ist dies neben Bestandsanlagen auch für diejenigen Anlagen, die unter das KWKG 2016 fallen. Für Anlagen, die bisher nicht strommarktoptimiert betrieben werden (z.B. solche, die per Base-Preis abgerechnet werden), kann durch einen Wechsel zur strommarktorientierten Vermarktung und die hier beschriebenen Anpassungen an der Vermarktungsstrategie eine Besserstellung erreicht werden.

enervis ermittelt für Sie die optimale Einsatzstrategie Ihrer KWKG-geförderten Anlage. Sprechen Sie uns an, wir erörtern Ihre spezifische Ausgangssituation gern telefonisch mit Ihnen. Um Sie bei der Entscheidung zu unterstützen, vereinbart enervis hier auch ggf. gern eine erfolgsabhängige Vergütung.

Eine detaillierte Analyse zu dieser Fragestellung und zu den Neuerungen des KWGK 2016 erhalten Sie auch auf unserem Workshop „KWKG 2016: Vermarktungsoptimierung, Modernisierung, Neuinvestition“ am 20.09.2016 in Köln.

enervis-Autor
Julius Ecke

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Betrachtungen und Analysen zur Entwicklung des Primärregelleistungsmarktes bei weiterem Zubau von Batteriegroßspeichern

Im Zuge der Energiewende rücken, auf der Suche nach neuen, erfolgversprechenden Geschäftskonzepten, auch Märkte und Technologien in den Fokus der Marktakteure, die bisher aus unterschiedlichen Gründen eher ein Nischendasein führten. Infolge des Booms im Batteriespeichersegment in den letzten Jahren, gerät zunehmend der Primärregelleistungsmarkt ins Blickfeld. Als derzeit sehr attraktives – jedoch nahezu alternativloses – Erlössegment für Batteriegroßspeicher, stellt sich zwangsläufig die Frage nach der künftigen Markt- und Preisentwicklung.

Die Aufgabe der Primärregelleistung (PRL) ist es, unvorhergesehene Schwankungen und kurzfristige Laständerungen im Übertragungsnetz unmittelbar auszugleichen bzw. abzufedern. Innerhalb von 30 Sekunden (und für maximal 15 Minuten) muss die angebotene Leistung vollständig zur Verfügung stehen, um die Normalfrequenz von 50 Hertz zu halten und einen Stromausfall zu verhindern. Die Abrufe erfolgen frequenzabhängig durch dezentrale Regeleinrichtungen an den jeweiligen technischen Einheiten.

Die Höhe der von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) vorzuhaltenden PRL wird von ENTSO-E, dem europäischen Verbund der ÜNB, festgelegt. Diese ist dabei so bemessen, dass der zeitgleiche Ausfall der beiden größten Kraftwerksblöcke im gesamten ENTSO-E- Netz (ca. 3.000 MW) von der im gesamten im ENTSO-Raum vorgehaltenen PRL abgefangen werden kann.

Die dabei auf die einzelnen Länder entfallenden Anteile richten sich nach deren Anteil an der Erzeugungskapazität. Deutschland bildet mit Österreich, der Schweiz und den Niederlanden einen Netzregelverbund in dem derzeit in Summe PRL in Höhe von etwa 783 MW ausgeschrieben ist.

Infolge der Kurzfristigkeit der Leistungserbringung kommen als PRL-Anbieter insbesondere thermische und hydraulische Großkraftwerke mit der Möglichkeit zu einer sehr schnellen Leistungsänderung in Frage. Bei thermischen Kraftwerken wird diese schnelle Leistungsänderung insbesondere über das Dampfspeichervermögen der Kessel und die dadurch gegebene Möglichkeit zu einer mengenmäßig begrenzten Leistungserhöhung realisiert.

Von den etwas mehr als 1.000 MW – unter Berücksichtigung der jeweiligen Lastgradienten (!) – tatsächlich zur PRL-Erbringung bundesweit zur Verfügung stehenden Leistung, speist sich ein Großteil aus thermischen Kraftwerken (überwiegend Stein- und Braunkohle). Ein vergleichsweise kleinerer Teil wird von hydraulischen Kraftwerken (Laufwasser) erbracht. Seit 2014 spielen zudem Batteriegroßspeicher – auch infolge der hervorragenden technischen Eignung für die Frequenzstabilisierung – eine Rolle bei der Erbringung von PRL. In 2015 waren etwa 30 MW Batteriespeicherkapazität am PRL-Markt präqualifiziert.

Die Vergütung erfolgt in der Primärreserve ausschließlich über einen Leistungspreis, der in wöchentlichen Ausschreibungen (pay-as-bid) ermittelt wird.

Der mittlere wöchentliche PRL-Leistungspreis, basierend auf dem Durchschnittsgebot aller bezuschlagten Gebote, lag in den vergangenen drei Jahren größtenteils im Bereich zwischen 2.500 bis 4.500 €/MW/Woche (Abb. 1).

Interessant wird es, wenn man sich zudem die jeweiligen Preise der bezuschlagten Wochengebote ansieht.

In Abbildung 2 sind alle wöchentlichen Gebotskurven (PRL-Merit-Order) des Jahres 2015 sortiert nach den bezuschlagten Gebotspreisen dargestellt.

Die kumulierte Leistung der bezuschlagten wöchentlichen Gebote entspricht der wöchentlich bezuschlagten PRL (knapp 800 MW/Woche in den meisten Wochen des Jahres). Es ist klar erkennbar, dass – bis auf wenige Wochen – die Gebotskurven sehr flach sind. Das bedeutet, dass viele technische Einheiten zu einem sehr ähnlichen Preis Primärreserve anbieten. Dieses Phänomen lässt sich auch in den Jahren vor 2015 erkennen.

Unter Berücksichtigung des pay-as-bid Auktionsdesigns ist dies durchaus nachvollziehbar. In einem transparenten Markt versuchen die Anbieter, sich mit ihren Gebotspreisen möglichst dicht unter das Gebot des Anbieters zu legen, der mit seiner Kapazität sehr wahrscheinlich als Letzter den Zuschlag zur Deckung der ausgeschriebenen Nachfrage bekommt. So soll erreicht werden, dass unter Berücksichtigung einer hohen Zuschlagswahrscheinlichkeit der erzielbare Zuschlagspreis trotzdem möglichst hoch ist. Aufgrund der Tatsache, dass der PRL-Markt derzeit und absehbar der einzige Erlösmarkt für Batteriegroßspeicher ist, sollte bei der Gebotsstrategie von Batteriespeichern eine hohe Zuschlagswahrscheinlichkeit oberste Priorität haben. Demnach sollten sich die Gebotspreise von Batteriespeichern möglichst selten ganz rechts in der Merit Order befinden, da dann die Wahrscheinlichkeit sehr hoch ist keinen Zuschlag zu bekommen. Allerdings ist es auch nicht ratsam, zu möglichst geringen Preisen anzubieten. Infolge des pay-as-bid Verfahrens geht Deckungsbeitrag verloren bzw. hat der Speicherbetreiber Kosten zu decken und sollte daher natürlich nicht zu beliebig niedrigen Preisen in den Markt bieten.

Wirft man einen Blick auf die absoluten Zuschlagspreise in 2015 (Abb.1), wird ersichtlich, dass bei den derzeitigen Investitions- und Betriebskosten für Batteriegroßspeicher die Wirtschaftlichkeit – sofern eine möglichst maximale Speicherkapazität präqualifiziert ist – durchaus darstellbar ist. Verständlich ist vor diesem Hintergrund ein erhöhtes Investitionsinteresse.

Neben den bereits installierten und präqualifizierten rund 30 MW Batteriegroßspeichern sind etwa weitere 100 bis 150 MW aktuell in Planungs-, Projektierungs- oder Bauphasen. Infolge der Abhängigkeit von den PRL-Erlösen, stellen sich natürlich Fragen hinsichtlich der Perspektiven dieses Marktsegments: Kannibalisiert sich der Markt bei zunehmendem Batteriezubau? Kann das heutige Preisniveau und die Marktstruktur ein verlässlicher Indikator für die künftige Preisentwicklung sein?

Mit der spezifischen Kenntnis der Preisstrukturen und Bietstrategien der Anbieter im PRL-Markt, kann man sich diesen Fragen in einem ersten Schritt durchaus schematisch nähern. Basis der Betrachtung sind die wöchentlichen PRL-Gebotskurven (Abb.2). Legt man die Gedanken zur erläuterten Bietstrategie von Batteriespeichern zugrunde, fügt eine zusätzliche Kapazität (hier unterstellt 250 MW) neuer Batteriespeicher in die Angebotskurve ein und „sortiert“ die Preisgebote dieser neuen Batteriespeicher konservativ links in die Merit-Order, ergibt sich in der Abb. 3.2 folgendes Bild.

Abbildung 3.1:
Wöchentliche Gebotskurven bezuschlagter Einheiten 2015

Abbildung 3.2:
Sensitivität wöchentlicher Gebotskurven bezuschlagter Einheiten 2015 mit unterstellt 250 MW zusätzlicher Kapazität Batteriespeicher

In der Sensitivität ist ersichtlich, dass ein Mengenzuwachs von 250 MW bei konstanter PRL-Nachfrage zunächst zu einer Verlängerung bzw. Rechtsverschiebung aller Gebotskurven führt. Eine Wirkung auf das Preisniveau lässt sich insbesondere bei den sehr steilen Gebotskurven ausmachen (im Bild dunkelrot/dunkelblau) und einzelnen Gebotskurven, die am rechten Ende bei geringer Zuschlagsmenge hohe Preisgebote sehen. In diesen Wochen würde das mittlere Preisniveau spürbar sinken. Bei der Mehrzahl der Gebotskurven allerdings – die sehr flach sind – würde die zusätzliche Kapazität zwar dazu führen, dass Anbieter am rechten Rand der Gebotskurve aus dem Markt gedrückt werden. Allerdings würde das mittlere Preisniveau der wöchentlichen Gebote nur leicht zurückgehen, da die Preisunterschiede aller bezuschlagten Gebote bereits sehr gering waren. Deutlicher wird dies, sobald man sich die Abweichung der wöchentlichen Grenzpreise ansieht (Abb. 4).

Abbildung 4:
Abweichung wöchentlicher PRL-Grenzpreise 2015 bei statischem Mengenzuwachs PRL-Angebot +250 MW

In der Spitze sinkt bei dieser statischen Betrachtung der Gebotskurven 2015 der wöchentliche Grenzpreis in einer Woche des Jahres um knapp 38%. Im Jahresmittel reduziert sich der wöchentliche Grenzpreis bei zusätzlicher PRL-Kapazität +250 MW allerdings lediglich um etwa 6%.

Fazit
Basierend auf einer vereinfachten Sensitivitätsbetrachtung gegenüber den wöchentlichen PRL-Grenzpreisen 2015, erscheinen die Auswirkungen eines Kapazitätszuwachses von 250 MW Batteriespeichern auf das PRL-Grenzpreisniveau größtenteils moderat. Die wöchentlichen PRL-Gebotskurven in 2015 sind mehrheitlich durch die Preisstellung konventioneller thermischer Kraftwerke bestimmt und im überwiegendem Maße ist die generelle Gebotsstruktur und der Preisast am rechten Ende der Gebotskurve flach. Das bedeutet, dass eine deutliche Reduktion eines Großteils der wöchentlichen PRL-Grenzpreise erst bei einem großen Kapazitätszubau an Batteriespeichern erfolgen sollte. Allerdings existieren in einigen Wochen des Jahres Angebotskurven mit einem steilen und hohen Preisast am rechten Ende der Gebotskurve.

In diesen Situationen können dann schon relativ kleine Zubaumengen an Batteriespeichern eine große Grenzpreisreduktion zur Folge haben. Ein Zubau an Batteriespeichern führt wahrscheinlich zu einem geringeren PRL-Preisniveau. Unterjährig betrifft dies die Wochengebote allerdings unterschiedlich stark. Zu beachten ist allerdings auch, dass infolge der generellen Strommarktentwicklungen das Angebot an konventionellen thermischen Kraftwerken, die heute den überwiegenden Teil an PRL zur Verfügung stellen, in den kommenden Jahren zurückgehen wird. Diese Entwicklung könnte unter fundamentalen Gesichtspunkten dann eher für einen stabilen bzw. sogar leicht steigenden PRL-Preis sprechen.

Um eine konsistente und robuste Einschätzung über die künftige Markt- und Preisentwicklung in der Primärregelung zur erhalten, sind daher weitergehende Analysen und Betrachtungen unerlässlich. Neben den – infolge des Kernenergieausstiegs und der Stilllegung einer Reihe von Kohlekraftwerken – spürbaren Veränderungen im Kraftwerkspark und den resultierenden Auswirkungen auf die Angebotskapazität für Primärregelung, gilt es, das künftige PRL-Marktdesign näher zu untersuchen. Die Rahmenbedingungen des Regelenergiemarktes in Gänze unterliegen bereits heute, vor dem Hintergrund sich ändernder Strukturen bei Stromerzeugung bzw. -nachfrage und den Effekten auf die Netze, Veränderungen. So ist es ein erklärtes Ziel der Bundesnetzagentur in Zusammenarbeit mit den Übertragungsnetzbetreibern den Regelenergiemarkt weiter zu öffnen, Eintrittsbarrieren für neue Teilnehmer/Technologien zu senken und Produkte zu flexibilisieren und zu vereinfachen. In der Primärregelung ist perspektivisch durchaus eine Abkehr vom heute praktizierten pay-as-bid Verfahren denkbar. Ebenso liegt eine Restrukturierung der bisherigen wöchentlichen Gebotsverpflichtung hin zu kürzeren Zyklen durchaus in Bereich des Möglichen. Des Weiteren ist die künftige Höhe der europaweit koordinierten PRL-Nachfrage durchaus diskutabel. Damit einhergehende Änderungen im Marktumfeld und in der PRL-Preisstellung würden demzufolge direkt die Wirtschaftlichkeit der anbietenden Einheiten betreffen und den Investitionsrahmen neuer Projekte bestimmen.

Die Analyse der Auswirkungen von zunehmenden Kapazitäten an Batteriegroßspeichern auf die PRL-Preisentwicklung kann daher nur der erste Schritt und ein Aspekt von weiteren Betrachtungen in diesem Segment sein.

enervis verfügt über umfangreiche Marktmodelle zur Abbildung und Analyse von Strommärkten. Basierend auf ökonomischen und energiemarktspezifischen Fundamentaldaten erlauben diese Modelle zeitlich hochaufgelöste (Preis)Prognosen, u.a. der Regelleistungsmärkte. Mit Hilfe eines detaillierten Kraftwerkseinsatzoptimierungsmodells, mit welchem der erlösoptimierte Einsatz von verschiedenen Kraftwerkstypen unter vorgegebenen technischen und wirtschaftlichen Randbedingungen modelliert wird, ist enervis in der Lage – aufsetzend auf den Preisprojektionen im Regelenergiemarkt – Einsatzoptimierungen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen für Batteriespeicher durchzuführen.

Ansprechpartner bei enervis
Herr Mirko Schlossarczyk
mirko.schlossarczyk@enervis.de
Tel. 030 695 175 24

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH.
Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.