Teilnahme am Energiemarkt eröffnet neue Chancen

Das Energiesystem ist im Wandel – Flexibilität ist die Erlösquelle der Zukunft

Bis zum Jahr 2050 soll der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung mindestens 80 % betragen – so sieht es der Klimaschutzplan 2050 der Bundesregierung vor. Durch den zunehmenden Einsatz von volatilen Energiequellen wie Wind und Sonne bei der Stromerzeugung wird das Energiesystem vor neue Herausforderungen gestellt: zu einem schwankenden Verbrauch gesellt sich eine fluktuierende Stromerzeugung. Im stabilen Energiesystem der Zukunft bedarf es der Flexibilität auf Erzeuger- sowie auf Verbraucherseite.

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Aktuelle Informationen zum deutschen Energiemarkt

Unser Newsletter „Energiemarktinfo“ informiert Sie regelmäßig über die Entwicklung der Energiepreise im deutschen Handelsraum. Erhalten Sie in kurzer, kompakter Form tagesaktuelle Energietipps und profitieren Sie von unserem umfangreichen Know-how in den Bereichen Energiewirtschaft und Energietechnik.

Zusatzerlöse erzielen

Nutzen Sie die Chancen der Flexibilisierung des Energiesystems

Die Veränderung des Energiesystems bietet Unternehmen neue, attraktive Chancen: Sowohl für Stadtwerke als auch für Unternehmen im industriellen Umfeld gibt es vielfältige Möglichkeiten, durch die Teilnahme am Energiemarkt Zusatzerlöse zu erzielen. Sie reichen vom klassischen Lastmanagement über regelbare Erzeuger bis zur Nutzung von elektrischen Speichern. Die intelligente Verknüpfung von marktorientiertem Energiebezug zu niedrigen Preisen, der Eigenerzeugung und der Energiespeicherung wird so zu einer zusätzlichen Einnahmequelle.

 

Dabei gehen die Flexibilitätspotentiale über den Strombereich hinaus. Der Einsatz von thermischen Speichern, Power-to-Heat-Lösungen, Kälteerzeugungsaggregaten oder Druckluftluftkompressoren bietet in Verbindung mit entsprechenden Speicher- und Flexibilisierungsmöglichkeiten sowie flexiblen Prozessen ein hohes Optimierungspotential.

 

Damit können Sie einen wichtigen Beitrag zur Integration der erneuerbaren Energien in Deutschland leisten.

Ihr Nutzen

Flexibilitätsmanagement

Unsere Lösungen zur intelligenten Verknüpfung von Verbrauch und Erzeugung


Mit unserem ganzheitlichen Lösungsportfolio sorgen wir für die intelligente Verknüpfung von Verbrauch und Erzeugung – unter Berücksichtigung der technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Wir bieten:
  • Analyse und Identifikation von Flexibilisierungsmöglichkeiten
  • Simulation verschiedener Varianten mit Bewertung der Erlösmöglichkeiten
  • Konzeption und Umsetzung von Flexibilisierungslösungen mit regelbaren Erzeugern, elektrischen, thermischen oder mechanischen Speichern inklusive Integration von flexiblen Verbrauchern und Prozessen
  • Umsetzung von Lösungen zur Netzentgeltoptimierung (Lastspitzenreduzierung, Atypische und Intensive Netznutzung)
  • Implementierung eines übergeordneten Energie- und/oder Lastmanagements zur Überwachung und Identifizierung weiterer Optimierungspotentiale
  • Kontinuierliche Unterstützung bei der Anpassung des Betriebs an veränderte Rahmenbedingungen
  • Ermittlung und Bereitstellung von Flexibilitäten am Energie- und Regelleistungsmarkt
  • Power Purchase Agreements sowie Optimierung der Energiebezugskonditionen von Strom, Erdgas und Fernwärme

Informationen zu den Mechanismen des Energiemarktes

Marktcharakteristika:

  • Die ursprünglich zentrale, oligopolistische Struktur hat sich durch Unbundling und Liberalisierung des Marktes stärker dem Wettbewerb geöffnet
  • Die aktuelle Preisbildung findet über das sog. Merit-Order Prinzip statt
  •  Erneuerbare Energien, dezentrale Anlagen und Flexibilisierung spielen zukünftig eine wichtige Rolle

 

Erklärung des Marktes:

Der Strommarkt bringt Erzeuger, Versorger, Netzbetreiber und Verbraucher zusammen. Dabei basiert er auf den Prinzipien des Unbundlings, d.h. der Trennung von Stromerzeugung, -transport und -vertrieb, sowie der Liberalisierung des Marktes, die eine breitere Anzahl von Akteuren hervorbringt und somit die Wettbewerbsfähigkeit und Liquidität des Marktes steigert. Historisch hat sich der Markt von großen zentralen Erzeugungsanlagen hin zu kleineren dezentralen Anlagen entwickelt und verändert die Rolle des klassischen Energieverbrauchers zum sog. Energie Prosumer, der sowohl Strom erzeugt als auch verbraucht.

 

Gehandelt wird entweder an der Börse, d.h. über den Terminmarkt (Futures, Optionen) oder Spotmarkt (Day-Ahead, Intraday) oder den außerbörslichen Handel, den sog. OTC (Over-The-Counter)-Handel. Neben der eigentlichen Commodity werden zudem auch Systemdienstleistungen wie Regelenergie, Blindleistung, Netzreserve und Schwarzstartfähigkeit angeboten.

 

Die Preisbildung findet klassisch über das sog. Merit-Order Prinzip statt, das die Kraftwerke basierend auf ihren Grenzkosten in aufsteigender Reihenfolge sortiert und die entsprechenden Erzeugungsmengen aufsummiert, bis die Nachfrage gedeckt ist. Preisgebend sind dabei die Grenzkosten des letzten hinzugefügten und eingesetzten Kraftwerks. Der Ausbau erneuerbarer Energien beeinflusst dieses Prinzip entscheidend, da diese ihren Strom für Grenzkosten nahe 0 €/MWh anbieten können. Aufgrund der mit einem stärkeren Ausbau erneuerbarer Energien einhergehenden fluktuierenden Erzeugung sowie sinkenden Erzeugungspreisen werden im zukünftigen Strommarkt 2.0 mehr Flexibilitäten und neue Refinanzierungsmaßnahmen benötigt. Es wird zu einer Transformation des Marktes unter Beibehaltung der Prinzipien des energiepolitischen Dreiecks „Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit“ kommen.

Beeinflusst wird der Strommarkt dabei maßgeblich von politischen Entscheidungen, dem Ausbau erneuerbarer Energien sowie der Entwicklung der Elektrifizierung und Sektorkopplung.

Marktcharakteristika:

  • Der Erdgasmarkt wurde ebenfalls liberalisiert
  • Erdgas ist ein Importgut und stark von internationalen Marktentwicklungen abhängig
  • Liquified Natural Gas (LNG) und Fracking-Gas stehen in Konkurrenz zu herkömmlichem Erdgas, das über Pipelines verteilt wird

Erklärung des Marktes:

Wie der Strommarkt wurde der Gasmarkt liberalisiert, um einen freien Wettbewerb zu schaffen und bestehende Oligopolstrukturen aufzulösen. Somit konnten sich zahlreiche Anbieter am Markt platzieren, die das Gas importieren und an ihre Kunden weiter verteilen.

 

Erdgas ist in Deutschland ein Importgut und wird primär aus Russland, Norwegen und den Niederlanden bezogen. Voraussetzung hierfür ist eine bestehende Pipeline-Netzstruktur, über die das Gas transportiert werden kann. In Konkurrenz zu dem klassischen Pipeline-Gas steht das sog. LNG (Liquified Natural Gas).  Dabei wird Erdgas auf bis zu -164°C abgekühlt und verflüssigt und kann somit über längere Strecken in Tanks transportiert werden. Auf diese Weise entsteht eine zunehmende Verflechtung des internationalen Gasmarktes, da nun auch Erdgasförderer aus Übersee am europäischen Gasmarkt partizipieren können. Eine weitere Entwicklung ist die Förderung von Fracking-Gas, sog. Schiefergas in den USA, wobei Hohlräume im Gestein geknackt werden, um das Gas freizusetzen. Dieses Verfahren ist zwar deutlich kostenintensiver als herkömmliche Bohrungen und unter Umweltschutzaspekten kritisch, wird aber bei steigenden Gaspreisen rentabel.

 

Der Gaspreis ist stark von internationalen Entwicklungen, insbesondere auf dem amerikanischen und asiatischen Markt abhängig und war aufgrund einer brancheninternen Vereinbarung lange Zeit an den Ölpreis gebunden. In Deutschland beeinflusst das für den deutschen Wärme- und Verkehrssektor gültige Brennstoff-Emissionshandels-Gesetz (BEHG) ab dem Jahr 2021 die nationale Preisentwicklung von Erdgas. Mit dem für das Jahr 2038 geplanten Ausstieg aus der Kohleverstromung wird in Deutschland zukünftig Erdgas sukzessive den Brennstoff Kohle ersetzen und als Ausgleichskraftwerk für erneuerbare Energien dienen können. Hinzu kommt der Einsatz in der Herstellung von blauem bzw. türkisem Wasserstoff, wodurch eine weitere Nachfrage gesichert werden kann. Die Erreichung ambitionierter nationaler und internationaler Klimaschutzziele erfordert jedoch langfristig einen kompletten Ausstieg aus dem Einsatz fossiler Brennstoffe.

Marktcharakteristika:

  • Europäischer Emissionshandel als zentrales Klimaschutzelement der EU
  • Der EUA (European Union Allowance)-Markt basiert auf dem Cap & Trade Prinzip
  • Einführung der Marktstabilitätsreserve, um „Wasserbett Effekt“ zu stoppen

Erklärung des Marktes:

Seit der Unterzeichnung des Kyoto-Protokolls im Jahr 1997 gibt es verbindliche, länderspezifische Grenzwerte für Treibhausgasemissionen. Um diese Grenzwerte einhalten zu können, wurde im Jahr 2005 ein europäischer Emissionshandel (European Union Emissions Trading System, EU ETS) auf Anlagenebene als zentrales Klimaschutzelement eingeführt. Die als EUA (European Union Allowances) bezeichneten Emissionszertifikate berechtigen zum Ausstoß von einer Tonne CO2 pro Zertifikat. Der Emissionshandel umfasst energiewirtschaftliche Anlagen, energieintensive Industrie sowie den innereuropäischen Luftverkehr und deckt somit rund 45% der Treibhausgasemissionen in der EU ab.

Der EUA-Markt basiert auf dem sogenannten Cap & Trade Prinzip. Die Anzahl der Emissionsberechtigungen, d.h. die europaweit erlaubte Menge an CO2-Emissionen, wird durch eine Obergrenze (Cap) festgelegt. Die Berechtigungen werden dann teilweise kostenlos zugeteilt oder versteigert und können weiter auf dem Markt frei gehandelt werden (Trade). Dieses System soll basierend auf den Grenzvermeidungskosten kosteneffiziente Anreize zu einer Reduzierung der Emissionen setzen. Die Obergrenze wird dabei über die Jahre sukzessive reduziert.

 

In den ersten beiden Handelsperioden (2005 bis 2007 und 2008 bis 2012) hatte sich eine große Menge überschüssiger Berechtigungen angesammelt, die zu einem Preisverfall in den Jahren 2011 bis 2017 geführt haben. Durch die sog. Marktstabilitätsreserve wurde dieser Überschuss in der dritten Handelsperiode (2013 bis 2020) schrittweise abgebaut und der sog. „Wasserbett Effekt“ gestoppt. Dieser Effekt beschreibt das Phänomen, dass zusätzliche Klimaschutzmaßnahmen, wie z.B. die Stilllegung von Kohlekraftwerken nur einen geringen Effekt haben, wenn die dadurch freigesetzten Emissionsberechtigungen nicht vom Markt genommen werden. In der vierten Handelsperiode (2021 bis 2030) werden ferner das Cap schneller abgesenkt sowie die Zuteilung der kostenlosen Zertifikate reduziert.

Marktcharakteristika:

  • Unterteilung in Biomethan aus NawaRo (nachwachsenden Rohstoffen), Gülle oder Abfall
  • Einsatz in Strom-, Wärme- und Kraftstoffmarkt
  • Wichtige Einflussfaktoren: EEG-Vergütung, BEHG, Gebäudeenergiegesetz, Erdgaspreis

 

Erklärung des Marktes:

Im Biomethanmarkt wird zwischen den unterschiedlichen Substraten differenziert. Hierbei gibt es die Unterteilung zwischen Biomethan aus NawaRo (nachwachsenden Rohstoffen), Gülle oder Abfall.  Hinzu kommt der Einsatz in den unterschiedlichen Märkten, wie Strom-, Wärme- oder Kraftstoffmarkt. Das größte Absatzvolumen liegt für Biomethan im Strommarkt. Hier erhalten die Biogasanlagen eine über das EEG geregelte Einspeisevergütung. Die EEG-Vergütung, die Einführung des BEHGs sowie die Novelle des Gebäudeenergiegesetzes spielen bei der Bepreisung von Biomethan eine wichtige Rolle. Im Hinblick auf die Wirtschaftlichkeit von Biomethan sind der aktuelle Erdgaspreis sowie der jeweilige CO2-Zertifikatepreis entscheidend. Sind diese Preise relativ günstig, besteht nur eine begrenzte Motivation zur Biomethannutzung.

 

Anlagen in der Direktvermarktung verkaufen den Strom an der Börse und finanzieren die Differenz aus dem Börsenpreis und den tatsächlichen Gestehungskosten über die EEG-Vergütung. Gestehungskosten für Biomethan sind dabei ca. drei- bis viermal höher als der Bezugspreis für Erdgas.

 

Im Kraftstoffmarkt kann separat von der Liefermenge eine Treibhausgas (THG)-Quote gehandelt werden. Diese Quote gibt die CO2-Einsparziele für den Kraftstoffmarkt vor. Biomethan aus Anbaubiomasse wird mit einer Mengenobergrenze gedeckelt und könnte bald aus dem Kraftstoff-Markt gedrängt werden. Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen gilt als fortschrittlicher Kraftstoff, für den eine im Zeitablauf steigende Mindestquote angesetzt wird. Durchschnittlich wird die Quote für 200-250€/t CO2 gehandelt.

 

Im Wärmemarkt fördern die Novelle des Gebäudeenergiegesetzes sowie die Einführung des BEHG den Einsatz von Biomethan. So wird zum einen eine Nutzungspflicht von erneuerbaren Energien in Neubauten vorgeschrieben und zum anderen werden emittierende Brennstoffe mit einem nationalen Emissionshandel belegt. Bei den aktuell relativ niedrigen Erdgaspreisen werden die preislichen Auswirkungen des BEHGs allerdings als sehr gering eingeschätzt.

Marktcharakteristika:

  • Unterscheidung zwischen grauem, blauem und grünem Wasserstoff sowie Einsatz im Strom- oder Kraftstoffmarkt
  • Strompreis als maßgeblicher Treiber für den Einsatz von grünem Wasserstoff
  • Grüner Wasserstoff als Power-to-X Lösung und Kernelement der Energiewende Eine internationale Marktentwicklung und Zusammenarbeit werden fokussiert
  • Eine internationale Marktentwicklung und Zusammenarbeit werden fokussiert

Erklärung des Marktes:

Aktuell wird Wasserstoff vor allem in der chemischen Industrie, in Erdölraffinerien oder zur Herstellung von synthetischen Kraftstoffen verwendet. Dabei kommt primär grauer oder blauer Wasserstoff zum Einsatz, z.T. auch türkiser Wasserstoff.

 

Als grauer Wasserstoff wird Wasserstoff aus fossilen Energieträgern bezeichnet, bei dessen Herstellung CO2 produziert wird. Die Gestehungskosten liegen nach heutigem Stand bei ca. 1-2 €/kgH2. Hinzu kommen zusätzliche Kosten für den Transport, die sich auf ca. 1€/100 km (LWK) belaufen. Der Preis von grauem Wasserstoff ist stark abhängig von dem Erdgaspreis, dem CO2-Preis, der Transportart sowie der zu transportierenden Strecke.

 

Blauer Wasserstoff hingegen gilt als klimaneutral, da das entstandene CO2 abgeschieden und gespeichert oder verwendet wird (sog. Carbon Capture and Storage oder Utilization). Für blauen Wasserstoff sind zusätzliche Kosten für die Anlage zur Abscheidung und Speicherung von CO2 zu berücksichtigen.

 

Türkiser Wasserstoff ist Wasserstoff, der über die thermische Spaltung von Methan (Methanpyrolyse) hergestellt wurde. Anstelle von CO2 entsteht dabei fester Kohlenstoff. Voraussetzungen für die CO2-Neutralität des Verfahrens sind die Wärmeversorgung des Hochtemperaturreaktors aus erneuerbaren Energiequellen sowie die dauerhafte Bindung des Kohlenstoffs.

 

Grüner Wasserstoff wird durch ein Elektrolyse-Verfahren hergestellt, für das erneuerbarer Strom verwendet wird und ist somit gänzlich CO2-frei. Die Gestehungskosten für grünen Wasserstoff sind deutlich höher und belaufen sich auf ca. 4-6 €/kgH2. Der Preis ist stark abhängig vom Strompreis sowie den Betriebsstunden. Ziel ist es, die Anlagen möglichst dezentral zu platzieren, um die Transportkosten zu minieren.

 

Die nationale Wasserstoffstrategie der deutschen Bundesregierung definiert den Einsatz von grünem Wasserstoff als Kernelement einer erfolgreichen Energiewende. Dabei wird in der Strategie ein kohärenter Handlungsrahmen für die künftige Erzeugung, den Transport, die Nutzung sowie Weiterverwendung von Wasserstoff und damit für entsprechende Innovationen und Investitionen geschaffen. Ziel ist es, neben dem bestehenden Markt von grauem Wasserstoff im Kraftstoffsektor einen Marktplatz für grünen Wasserstoff als Power-to-X Lösung im Strommarkt zu schaffen. Dabei soll auch auf internationale Zusammenarbeit gesetzt werden, um die Produktionskosten zu minimieren. Die größte Herausforderung wird dabei sein, entsprechende Anreize zu setzen, um eine relevante Nachfrage und Infrastruktur zu schaffen sowie die Produktionskosten zu senken.

Marktcharakteristika:

  •  Power Purchase Agreement (PPA): Langfristige Stromlieferverträge für Solar- und Windkraftanlagen
  • Preisbildung auf Basis des Marktwerts der Anlage, der Anlagenbilanzierung und der Marktrisiken
  • Lieferung des Stroms und zugehöriger Grünstromzertifikate

 

Erklärung des Marktes:

 

PPAs (Power Purchase Agreements) sind langfristige Stromlieferverträge für erneuerbare Energien zwischen einem Verbraucher (Unternehmen) und einem Erzeuger (Anlagenbetreiber) oder Händler. Neben der Laufzeit, die zwischen zwei und 20 Jahren variiert, umfassen die bilateralen Verträge u.a. Angaben zu Strommengen, Preisen, Abwicklung und Vertragsstrafen. Es werden größtenteils Solar- und Windkraftanlagen angeboten, wobei aufgrund der Risikokalkulation zwischen Bestands- und Neuanlagen differenziert wird.

 

Da Gestehungskosten erneuerbarer Energien bekannt sind und sich im Zeitablauf nur in diskreten Schritten ändern, ergeben sich vergleichsweise stabile Preise mit geringen Schwankungen. Die indikativen Preise und Angebote für dieses nicht homogene Gut sind von dem Marktwert der Anlage, der Anlagenbilanzierung und den Marktrisiken abhängig. Dabei basiert der Marktwert der Anlage auf der Anlagenart, dem Alter, dem Standort, den Investitionskosten, den Anlagerisiken und der Art der Veredelung.

Der indikative Preis setzt sich aus dem Preis für Base oder Peak zuzüglich des Herkunftsnachweises, inklusive Steuern und Umlagen zusammen. Dem Käufer werden der physische Strom und die zugehörigen Grünstromzertifikate geliefert. In Abhängigkeit von der Art der Veredelung wird zwischen Payed as forecasted, Payed as consumed und der reinen Bandlieferung unterschieden.

Marktcharakteristika:

 

  •  Markt ist noch in der Entwicklung und wird zukünftig am Intraday Strommarkt gehandelt werden
  •  Zwei elementare Komponenten: a) Flexibilisierung von Erzeugungsanlagen, inklusive Speicherung und b) Flexibilisierung der Nachfrage über sog. Lastmanagement
  • Ziele der Marktentwicklung: Netzstabilisierung und Kostenreduktion für Ausgleichsenergie

 

Erklärung des Marktes:

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie schlägt eine teilweise Umstrukturierung des deutschen Energiemarktes vor. Die drei tragenden Säulen des neuen Marktsystems sind die Refinanzierung von Kraftwerken über ein sog. Knappheitsprinzip, die Flexibilisierung des Marktes durch die Einführung eines Flexibilitätsmarktes sowie die Einführung von Kapazitätsreserven zur Absicherung der Versorgungssicherheit.

 

Ein allumfassender Flexibilitätsmarkt muss, als Basis des zukünftigen Energiemarkts, noch entwickelt werden. Aktuell existieren Pilotprojekte, die die Anforderungen des zukünftigen Energiemarkts erörtern. Der Flexibilitätsmarkt besteht dabei aus zwei Hauptkomponenten. Die Flexibilisierung von Erzeugungsanlagen ermöglicht den Ausgleich fluktuierender erneuerbarer Energien durch den Einsatz von schnell regelbaren Kraftwerken (wie z.B. Gaskraftwerke) oder die Nutzung von Speichertechnologien, um überschüssigen Strom in Zeiten von Versorgungsengpässen nutzen zu können. Die Flexibilisierung der Nachfrage über sog. Demand Side Response oder Lastmanagement stellt sicher, dass die Verbraucher ihre Lasten basierend auf dem Strompreis flexibel verschieben können. In diesem Zusammenhang spielt ferner die netzdienliche Steuerung durch die Netzbetreiber eine wichtige Rolle, d.h. die zeitlich flexible Verschiebung von Anlagen und Lasten zur gleichmäßigen sowie kosteneffizienten Auslastung der Netze. Die Frage, wie sich zukünftig die Netzentgelte bilden und entwickeln werden, ist daher von erheblicher Relevanz.

 

Eine umfassende IT-Lösung, die die Verbraucher und Erzeuger deutschlandweit zusammenbringt, muss allerdings noch entwickelt werden. Dabei wandelt sich der klassische Verbraucher immer mehr zu einem sog. Energie Prosumer, der dezentral sowohl Energie erzeugt als auch konsumiert. Der Einsatz von Smart Grids soll helfen, diese Flexibilitätsprozesse zu automatisieren und den entstehenden dezentralen Energiemarkt zu koordinieren. Gehandelt werden diese Flexibilitäts-Kapazitäten vermehrt am Intraday Strommarkt. Ziel ist es, Ressourcen effizient zu nutzen, die Netze zu stabilisieren und die Kosten der Energieversorgung zu reduzieren.

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