Potenziale bei der Energiebeschaffung nutzen

22. Februar - 2018
Das Management von Flexibilität wird auf den Energiemärken von heute immer wichtiger. Fluktuierende Energieerzeuger, Energiespeicher und flexible industrielle Erzeuger und Verbraucher werden ausgebaut und häufiger vermarktet als je zuvor. Gleichzeitig gehen Kern- und Kohlekraftwerke vom Netz. Dieser Wandel der Energiewirtschaft rückt die Kurzfristmärkte in den Fokus. Dennoch kann kein erfolgreiches Risikomanagement auf die langfristige Bewirtschaftung der Assets verzichten.

Unterschiedliche Aufgaben bei Kurz- und Langfristbewirtschaftung

Bei der Bewirtschaftung flexibler Erzeuger und Verbraucher werden grundsätzlich zwei unterschiedliche Ziele verfolgt:

  • Optimale Vermarktung von Erzeugung und Nachfrage, um Erlöse zu maximieren.
  • Risikomanagement des entsprechenden Exposures im Bezug auf Preise und Volatilität, um Ergebnisausschläge auf ein Minimum zu reduzieren.

 

Die Kurzfristbewirtschaftung wird dabei für die Optimierung der Ergebnisse immer wichtiger, während die Langfristbewirtschaftung heute eher die Risikostrategie absichert und Ergebnisausschläge reduziert.

Das bekannte klassische Beschaffungsmanagement mit Risikohandbuch, Beschreibung der zugelassenen Instrumente und eventuellen maßgeschneiderten Verträgen behält seine Bedeutung. Die neuen regulatorischen Möglichkeiten - wie z.B. die Vermarktung eigener Flexibilitäten – sollten aber zusätzlich genutzt werden, um alle Potenziale auszuschöpfen.

Flexibilitäten nutzen

1. Aggregatorenmodell

Mit dem Aggregatorenmodell wird es für Stromverbraucher deutlich leichter, ihre Flexibilität beim Stromverbrauch zu vermarkten. Das öffnet vielen Verbrauchern auch einen einfachen Zugang zum Geschäft mit Regelenergie.

Sogenannte Aggregatoren - wie zum Beispiel Neas Energy - sollen die Vermarktung nach einem standardisierten Prozess als Dienstleistung übernehmen. Dann können Stromverbraucher, die sich für die Teilnahme am Regelenergiemarkt interessieren, erstmals von verschiedenen Aggregatoren Angebote einholen und vergleichen.

Bisher müssen Verbraucher mit ihrem Stromlieferanten individuell aushandeln, ob und wie sie ihre Flexibilität gewinnbringend für die Bereitstellung von Regelenergie nutzen können. Das liegt daran, dass die Regelenergie - egal ob positiv oder negativ - sich physikalisch nicht von der Stromlieferung durch den Lieferanten trennen lässt.

Ein Beispiel: Ein Industriekunde nimmt von seinem Stromlieferanten den ganzen Tag über eine konstante Leistung ab. Der Lieferant plant diese in seinem Bilanzkreis ein. Plötzlich verkauft der Kunde aber dreimal am Tag für eine halbe Stunde Regelenergie an den Netzbetreiber. Das heißt technisch: Er stellt dem Netz mehr Strom zur Verfügung, indem er in dieser Zeit darauf verzichtet, ihn zu verbrauchen. Schaut man auf die Zählerdaten, hat er damit die Planung seines Lieferanten durchkreuzt und keinen Strom abgenommen. Bilanziell hat der Kunde dagegen zugleich Strom von seinem Lieferanten gekauft und ihn an den Netzbetreiber verkauft.

Physikalisch unterscheiden sich die beiden Fälle nicht. Dennoch muss man sie für die korrekte Abrechnung auseinanderhalten. Dafür gibt es bisher kein einheitliches Verfahren. Der Kunde muss sich also mit seinem Lieferanten einigen.

Da die Bedingungen immer neu ausgehandelt werden mussten, waren sie oft stark von der jeweiligen Marktposition des Stromkunden geprägt. Gerade kleinere Kunden waren dabei eher im Nachteil. Nun soll es eine einheitliche Methode geben, um die Regelenergie bilanziell vom normal gelieferten Strom zu trennen. Das bedeutet vor allem für kleinere industrielle Stromverbraucher einen Gewinn an Transparenz und Handlungsspielraum.

Das Aggregatorenmodell ist zunächst für den Markt für Sekundärregelleistung und auf die Minutenreserve erarbeitet worden. Langfristig soll auch Stromhandel über das Modell möglich sein, etwa auf dem Intraday-Markt an der Börse oder direkt zwischen Marktakteuren.

2. Intradaymärkte

Über geeignete webbasierte Plattformen erhalten Kunden einen direkten Zugang zu den wichtigsten Strommärkten für den Kurzfristhandel und können so ihre Möglichkeiten nutzen –  vom Day Ahead Gebot bis hin zu preisgebundenen Intraday Geboten für Verbrauchsflexibilität oder Erzeugungsanlagen. Hier können sie entsprechende Mehr- oder Mindermengen (z.B. aufgrund Produktionsanpassungen) aushandeln oder bekannte Flexibilitäten mit entsprechenden Preisen einstellen.

Je kurzfristiger ein Anbieter die Aktivierung zulässt, desto größer ist der potentielle Ertrag. Auch sind sogenannte „Countertrades“ möglich, also Gebote, die der jeweiligen Position entgegengesetzt sind. Einerseits um den Ertrag nochmals zu steigern, zum anderen aber auch, um mögliche Aktivierungen zu reduzieren.

Eine einfache grafische Eingabe sowie geeignete Validierungsalgorithmen um Fehler zu vermeiden sind bei der Wahl solcher Plattformen weitere Entscheidungskriterien.

Day Ahead Beschaffung

Ein Vergleich der Day Ahead Preise an der Strombörse und der Ausgleichsenergiepreise (reBAP) der Übertragungsnetzbetreiber für physische Ausgleichsenergielieferungen in die Bilanzkreise (Abb.1 unten) zeigt: Die Ausgleichsenergiepreise zeigen eine höhere Volatilität und liegen im Monatsschnitt häufig deutlich über den entsprechenden Day Ahead Preisen. Die wesentliche Einflußgröße dabei ist derzeit das Wetter und die daraus folgende kurzfristig schwankende Stromeinspeisung.

 

Abbildung 1

Das unterschiedliche Verhalten von Day Ahead- und reBAP-Preisen schafft Potenzial für Kostensenkungen bei entsprechender Nutzung des Intraday Handels. Voraussetzung ist allerdings, dass das Management der Flexibilitäten systemtechnisch unterstützt und automatisiert wird. Zum einen müssen die Prozesse sicher abgebildet werden, da die Fehlertoleranz sehr gering ist. Zum anderen ist die Geschwindigkeit beim Handel von monetärer Bedeutung. Um alle Potenziale zu heben ist es notwendig, den manuellen systemgestützten und den vollautomatisierten Handel in das richtige Verhältnis zu setzen und an die Marktentwicklung anzupassen.

Beispiel Gaskraftwerke

Flexible Gaskraftwerke spielen eine große Rolle für die Energiewende. Allerdings sind die Investitionskosten hoch und das Energiepreisniveau zu deren Deckung noch zu niedrig, allerdings mit steigender Tendenz. Daher müssen ihre Betreiber alle Möglichkeiten nutzen, um die Erlöse aus der Flexibilität zu maximieren.

Abb. 2: Die Forwardmärkte als Abbildung der erwarteten Spotpreise zeigen derzeit einen gemäßigten Anstieg der Strompreise in der Zukunft.

Bei Gaskraftwerken wird dafür die Differenz (Spread) zwischen den Eingangsgrößen

  • Erdgaspreis mit einem entsprechenden Wirkungsgrad sowie
  • European Emission Allowances (EUA)-Preis

und dem erlösten Strompreis optimiert.

Entsprechend der Risikostrategie wird die Langfristbewirtschaftung durchgeführt, in der Kurzfristbewirtschaftung liegen wesentliche Potentiale für die Ergebnisoptimierung.

Wichtig ist dabei, Strom, Gas und Zertifikate gleichzeitig zu bewirtschaften. Alle Vermarktungsmöglichkeiten (physisch und finanziell) müssen sowohl lang- als auch kurzfristig berücksichtigt werden. Eine maßgeschneiderte Systemunterstützung spielt hier insbesondere auf den Kurzfristmärkten eine bedeutende Rolle.

Beispiel Bilanzkreisbewirtschaftung

Die Ausgleichsenergiekosten sind für Bilanzkreisverantwortliche (BKV) eine Risikoposition. Auch hier werden kurzfristige Prognoseanpassungen immer bedeutender. Um das Risiko optimal zu managen, müssen BKV am 24/7 Handel teilnehmen. Alternativ können sie diese Position an einen Energiehändler abgeben, der die Ausgleichsenergiekosten auf einem gewissen Niveau absichert. Hier steht das Ziel im Vordergrund, Risiken zu minimieren und Kosten planbarer zu gestalten. Dabei soll aber die Transparenz nicht verloren gehen.

Der Händler nutzt wiederum den 24/7 Handel und entsprechende Systeme, um die Prognose des Energiebedarfs während des Tages möglichst optimal an den tatsächlichen Verbrauch anzupassen.

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