Echtzeitwälzung – Erneuerbaren Strom in den Wettbewerb um

14
ZNER 2014, Heft 1
Hölder: Echtzeitwälzung – Erneuerbaren Strom in den Wettbewerb um Kunden integrieren …
Echtzeitwälzung – Erneuerbaren
Strom in den Wettbewerb um
Kunden integrieren. Vorschlag
für die Weiterentwicklung des
Ausgleichsmechanismus
Daniel Hölder*
Zusammenfassung
Die derzeitige finanzielle Wälzung hat mehrere Nachteile und
führt in eine Sackgasse. Durch den Ausbau der Erneuerbaren
Energien entstehen Überkapazitäten im Strommarkt, wodurch die
Börsenstrompreise sinken. Da die EEG-Umlage sich jedoch aus
der Differenz der Vergütungen der Anlagenbetreiber und den Vermarktungserlösen des EEG-Stroms am Spotmarkt ergibt, führen
sinkende Börsenstrompreise unabhängig davon, wie neue Anlagen
finanziert werden, zu einer steigenden EEG-Umlage. Da die EEGUmlage als Kosten des Ausbaus der Erneuerbaren Energien wahrgenommen wird, gefährdet dieser Zusammenhang die Akzeptanz
der Energiewende. Gleichzeitig wird ein immer höherer Anteil des
Strompreises von Umlagen und Steuern bestimmt, so dass der beeinflussbare, dem Wettbewerb unterliegende Teil des Strompreises
immer kleiner wird. Daher sollte unabhängig davon, wie neue Anlagen künftig finanziert werden sollen, der Wälzungsmechanismus
(zumindest für den Anlagenbestand) geändert werden.
Stromvertriebe sind die zentralen Akteure im Strommarkt. Sie
können am besten nach den wirtschaftlich optimalen Möglichkeiten
für den Ausgleich der unsteten Erzeugung aus Wind und Sonne suchen. Durch die kurzfristige physische Wälzung der tatsächlichen
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien wird der Ausgleich der
Fluktuation zu einem Bestandteil des Portfoliomanagements und
des Wettbewerbs zwischen den Stromvertrieben.
In einem angepassten Modell der Direktvermarktung übernehmen
Anlagenbetreiber und Vermarkter die Verantwortung für Fahrpläne,
Vermarktung und bedarfsgerechten Betrieb. Dieses Direktvermarktungsmodell eignet sich auch unabhängig von der Echtzeitwälzung
als optionale Alternative zum Marktprämienmodell.
A
Die finanzielle Wälzung
Mit dem EEG 2009 wurde der Ausgleichsmechanismus des EEG
geändert und im Jahr 2010 auf die sogenannte finanzielle Wälzung
umgestellt. In der bis dahin geltenden physischen Wälzung mussten
die Vertriebe den Übertragungsnetzbetreibern den nach dem EEG
eingespeisten und vergüteten Strom anteilig in Form von Grundlastbändern abkaufen. Die „Veredelung“ des tatsächlichen Einspeiselastgangs zum gewälzten Grundlastband übernahmen dabei die
Übertragungsnetzbetreiber, wobei die Kosten, die bei dieser „Veredelung“ entstanden, reichlich intransparent waren. Der zwangsweise Einkauf dieses Grundlaststroms führte bei den einzelnen
Vertrieben zu unterschiedlichen Differenzkosten zu dem übrigen,
von ihnen am Markt eingekauften Strom, die sie als EEG-Umlage
gegenüber den Kunden ausgewiesen haben. Im Ergebnis wiesen
alle Versorger unterschiedliche EEG-Umlagen aus, die ebenfalls
intransparent waren, dem Kunden gegenüber aber als nicht beeinflussbar ausgegeben wurden.
Seit der Umstellung auf die finanzielle Wälzung verkaufen die
Übertragungsnetzbetreiber den nach dem EEG eingespeisten und
vergüteten Strom in der Day-ahead-Aktion der EPEX Spot SE in
Paris und wälzen nur noch die finanzielle Differenz zwischen ausgezahlten EEG-Vergütungen und Verkaufserlösen am Spotmarkt
in Form der deutschlandweit einheitlichen EEG-Umlage1 an die
Stromvertriebe, die sie wiederum an ihre Kunden weitergeben. Diese finanzielle Wälzung, deren Ziel die Schaffung von mehr Transparenz durch eine streng regulierte Vermarktung des EEG-Stroms
durch die Übertragungsnetzbetreiber und eine für alle (nicht privilegierten) Stromkunden einheitliche EEG-Umlage war, hat mehrere
Nachteile.
I.
Scheinbar transparente EEG-Umlage gefährdet die
Akzeptanz der Energiewende
Da die EEG-Umlage im Wesentlichen die Differenz zwischen den
ausgezahlten EEG-Vergütungen und den Vermarktungserlösen für
den eingespeisten Strom darstellt, ist sie nicht nur von der Menge
und der Vergütungshöhe des Erneuerbaren Stroms, sondern eben
auch von den Vermarktungserlösen, also der Höhe des (Spot-)
Marktpreises abhängig. Dieser sinkt aber mit zunehmender Einspeisung von Strom aus EEG-Anlagen, da nicht in gleichem Maße
konventionelle Erzeugungskapazitäten aus dem Markt gehen, wie
neue, erneuerbare hinzugebaut werden, und damit Überkapazitäten
entstehen. Marktwirtschaftlich ist das wenig überraschend. (siehe
Abb. 1)
Für die Stromverbraucher ist dieser Zusammenhang im Grunde
unproblematisch, weil ein sinkender Börsenstrompreis zwar eine
Erhöhung der EEG-Umlage bewirkt, im Ergebnis aber die Summe aus Großhandelspreis für den Strom plus EEG-Umlage in den
vergangenen Jahren nahezu konstant geblieben ist. Das Problem ist
jedoch, dass die EEG-Umlage scheinbar transparent die Kosten des
Ausbaus der Erneuerbaren Energien widerspiegelt. Die Bekanntgabe der EEG-Umlage für das Folgejahr durch die Übertragungsnetzbetreiber im Oktober, die stets eine große mediale Aufmerksamkeit
Abbildung 1: Entwicklung
des Börsenstrompreises
2008–2013
Der Autor ist „Leiter Energiepolitik“ der Clean Energy Sourcing AG,
Leipzig. E-Mail: [email protected]
1. In die Berechnung der EEG-Umlage gehen neben der Differenz zwischen
ausgezahlter EEG-Vergütung und Vermarktungserlös noch weitere Positionen
wie Prognose- und Ausgleichsenergiekosten und Erlöse für vermiedene
Netzentgelte ein.
*
Hölder: Echtzeitwälzung – Erneuerbaren Strom in den Wettbewerb um Kunden integrieren …
ZNER 2014, Heft 1
15
Abbildung 2: Zeitungsberichte zur Bekanntgabe der EEG-Umlage 2014
erfährt, ist stets ein Anlass für Preiserhöhungen der Stromversorger,
die von den Kunden aufgrund der Berichterstattung über die „explodierenden Kosten“ der Erneuerbaren Energien kaum hinterfragt
werden. Trotz vereinzelter Berichte über den Preisrückgang an der
Strombörse wird der Anstieg der EEG-Umlage mit Mehrkosten für
die Stromkunden gleichgesetzt, wie die Berichte in Abbildung 2
zeigen. Damit gefährdet die scheinbare Transparenz der EEG-Umlage die Akzeptanz der Energiewende.
II. Hoher Anteil an nicht beeinflussbaren Kosten
gefährde den Wettbewerb im Endkundenmarkt
Die mit sinkendem Großhandelspreis steigende EEG-Umlage bewirkt jedoch auch, dass die Stromversorgung zunehmend zu einem
Inkasso von Umlagen wird und für Preiswettbewerb immer weniger Spielraum bleibt. Wie in Abbildung 3 illustriert beruhen bereits
70 % des Haushaltsstrompreises auf Umlagen und Steuern, die der
Stromversorger nicht beeinflussen kann. Dazu gehören auch die
Netzentgelte. Nur 30 % des Preises, nämlich die Strombeschaffung
sowie seine Vertriebskosten und die Marge, kann er beeinflussen.
Ein Unterschied im Gesamtpreis von zehn Prozent erfordert damit
eine Differenz von mehr als 35 % in den beeinflussbaren Kosten.
Dadurch bleibt mit sinkendem Börsenpreis und steigender EEGUmlage immer weniger Spielraum für einen echten (Preis-)Wettbewerb.
III. (Verpflichtende) Marktprämien-Direktvermarktung
ändert nichts am Problem der EEG-Umlage
Das Marktprämienmodell basiert ebenfalls auf der Vermarktung
des in den EEG-Anlagen erzeugten Stroms in der Day-aheadAuktion des Spotmarkts der EPEX Spot SE in Paris. Durch die
gleitende Marktprämie wird dem Anlagebetreiber die Differenz
zwischen dem Spotmarktwert des Stroms („Marktwert“) und der
EEG-Vergütung, die ihm im Einspeisevergütungsmodell zugestanden hätte, vergütet. Wenn er, bzw. sein Vermarkter, den Strom also
am Spotmarkt der EPEX Spot veräußert, erzielt er in der Summe
aus Verkaufserlös und Marktprämie das gleiche Ergebnis wie bei
Abbildung 3: Zusammensetzung
des Haushaltsstrompreises 2013
der Einspeisevergütung. Zusätzlich erhält er die Managementprämie, die einen pauschalen Ausgleich für die Kosten der Handelsanbindung, der Prognoseabweichungen (Ausgleichsenergie) sowie
ggf. der Fernsteuerungsanbindung darstellt. Die Kosten für die
Markt- und Managementprämie werden als Teil der EEG-Umlage
ebenfalls über die Vertriebe auf die nicht privilegierten Stromkunden gewälzt (siehe Abb. 4).
Aus Sicht des Strommarktes besteht damit zunächst kein Unterschied zwischen der Einspeisevergütung und der Direktvermarktung mit der gleitenden Marktprämie. In beiden Fällen wird der
Strom am Spotmarkt verkauft und die Differenz zu den Einspeisevergütungen über die EEG-Umlage gewälzt. Am oben dargestellten
Zusammenhang zwischen Marktpreis und EEG-Umlage ändert sich
dadurch nichts.
B
Die Terminmärkte sind die Leitmärkte der
Stromwirtschaft
An den Terminmärkten sichern sich die Stromkunden bzw. Stromvertriebe und die Betreiber konventioneller Kraftwerke auf einen
Horizont von ein bis drei Jahren im Voraus ab. Die Stromerzeuger
kalkulieren ihre Preise auf Basis von Terminmarktprodukten und
sichern den Kundenlastgang entsprechend ein bis drei Jahre im
Voraus über den Kauf von Terminprodukten ab. Die Kraftwerksbetreiber ihrerseits verkaufen die geplante Stromproduktion ihrer
Kraftwerke mehrere Jahre im Voraus („auf Termin“). Damit sichern beide ihre Margen (zwischen Verkauf und Einkauf bei den
Vertrieben und zwischen Stromverkauf und Brennstoffkosten bei
den Kraftwerken) ab. An den Spotmärkten werden von den Kraftwerksbetreibern und Vertrieben dann nur noch die Abweichungen
zwischen den kurzfristigen Verbrauchs- bzw. Produktionsprognosen und den auf Termin ge- bzw. verkauften Strommengen ausgeglichen. Die nachstehende Abbildung 5 verdeutlicht diese grundlegenden Zusammenhänge.
In der Konsequenz bedeutet dies, dass die Käufer der über den
Spotmarkt verkauften EEG-Strommengen, unabhängig davon, ob
diese von den Übertragungsnetzbetreibern oder von anderen Akteuren nach dem Marktprämienmodell vermarktet werden, in erster
Linie die Kraftwerksbetreiber sind. Sobald die Preise am Spotmarkt
16
ZNER 2014, Heft 1
Hölder: Echtzeitwälzung – Erneuerbaren Strom in den Wettbewerb um Kunden integrieren …
Abbildung 4: Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell und
Vermarktung durch die Übertragungsnetzbetreiber
die variablen Kosten der Stromerzeugung ihrer Kraftwerke (Grenzkosten) unterschreiten, ist es für sie vorteilhaft, ihre Kraftwerke zu
drosseln oder abzuschalten und die Terminkontrakte mit am Spotmarkt billiger zugekauftem Strom zu erfüllen (siehe Abb. 6).
Gleichzeitig müssen die Übertragungsnetzbetreiber und die Direktvermarkter „mit offenem Orderbuch“ und zu fast jedem Preis
verkaufen. Ihr Gebotsverhalten unterliegt transparenten Rationalitäten und ist für die anderen Marktteilnehmer auf Basis von Wetterprognosen leicht abschätzbar. Nur im Falle stark negativer Preise,
wenn der Preis am Spotmarkt den negativen Wert der (erwarteten)
Marktprämie unterschreitet, ist es für die Vermarkter wirtschaftlich
vorteilhafter, die EEG-Anlagen abzuschalten und den Anlagenbetreiber für den nicht erzeugten Strom zu entschädigen, anstatt den
Strom am Spotmarkt unter Zuzahlung zu „verkaufen“. Die damit
verbundene Verhinderung stark negativer Strompreise am Spotmarkt – also von Preisen unterhalb von ca. - 7 ct/kWh – und die resultierende Kosteneinsparung für das EEG-Konto sind im Übrigen
die wesentlichen Argumente für das Marktprämienmodell.
C
Marktintegration von Strom aus Erneuerbaren
Energien durch Stromvertriebe
Stromvertriebe sind die zentralen Akteure der Stromwirtschaft.
Sie haben ausgezeichnete Möglichkeiten, Strom aus Erneuerbaren
Energien in den Markt zu integrieren. Sie kennen die Bedürfnisse
und das Verbrauchsverhalten ihrer Kunden, weil sie letzteres jeden
Tag für die Strombelieferung prognostizieren müssen. Als Schnittstelle zwischen Erzeugung, Verbrauch und Großhandel steht ihnen
eine breite Palette von Instrumenten zur Verfügung, um die unstete
Stromproduktion aus Wind und Sonne auszugleichen. Dazu gehören nicht nur die Großhandelsmärkte in ihrer gesamten Breite,
sondern auch die Beeinflussung der Erzeugungsseite über die Steuerung von dezentralen EEG- und KWK-Anlagen, der Einsatz von
Stromspeichern und das Lastmanagement, also die Beeinflussung
des Verbrauchsverhaltens ihrer Kunden. Ganz besonders bei der
Hebung der Flexibilitätspotenziale auf der Verbraucherseite, also
beim Lastmanagement und der Steuerung von Eigenerzeugungsanlagen, kommt den Vertrieben eine Schlüsselrolle zu (siehe Abb. 7).
Gleichzeitig haben die Vertriebe heute nichts mit der Integration des Stroms aus Erneuerbaren Energien zu tun. Weder im Falle der Vermarktung des eingespeisten Stroms durch die Übertragungsnetzbetreiber, noch im Falle der Direktvermarktung mit der
Marktprämie. Durch die oben beschriebene Wirkungsweise der
Marktprämie besitzt Marktprämienstrom zu jedem Zeitpunkt den
Wert des Spotmarktpreises. Das bedeutet, dass eine Vermarktung
des Marktprämienstroms an einem anderen Markt als dem Spotmarkt eine Spekulation zwischen dem Spotmarkt und dem anderen
Markt darstellt und nichts mit der Direktvermarktung zu tun hat.
Diese Spekulation könnte genauso vorgenommen werden, indem
Strom am Spotmarkt gekauft und an dem anderen Markt verkauft
wird. Die Direktvermarktung von EEG-Anlagen ist dafür nicht
erforderlich und stellt auch keinen Vorteil dabei dar. Das ist der
grundlegende Unterschied zwischen der Vermarktung von Marktprämienstrom und von Strom aus anderen Kraftwerken. Bei diesen
sind die Kosten der Stromerzeugung bekannt, so dass durch eine
Vermarktung am Terminmarkt die Margen gegen sinkende Preise
abgesichert werden können2. Beim Marktprämienstrom sind die
Erzeugungskosten zwar auch bekannt, nicht bekannt sind aber die
Höhe der Marktprämie, die erst im Nachhinein ermittelt wird, und
damit die Differenz aus Erzeugungskosten und Marktprämie, die
über den Vermarktungserlös gedeckt werden muss.
Natürlich kann nun ein Direktvermarkter dennoch den Strom,
den er nach dem Marktprämienmodell vermarktet, zur Belieferung von Stromkunden verwenden. Die für ein bis drei Jahre festen
Preise für die Kunden muss er aber auf Basis der Terminmärkte
kalkulieren und absichern, da er nicht weiß, was ihn der Marktprämienstrom in der Zukunft kosten wird. Das bedeutet aber, dass er
zum Erfüllungszeitpunkt jeweils um die Marktprämienstrommenge
„überdeckt“ ist und Strom in dieser Menge am Spotmarkt verkaufen muss. Es bleibt also dabei, dass die Kundenbelieferung und
die Marktprämienvermarktung wirtschaftlich getrennte Geschäfte
sind, auch wenn die Strommengen dabei vermischt werden können.
Würde die Absicherung des Kundenabsatzes auf Termin unterbleiben, würde noch ein drittes, wirtschaftlich wiederum unabhängiges
Geschäft, nämlich die Spekulation zwischen Spot- und Terminmarkt hinzukommen.
D
Vorschlag für ein alternatives Wälzungsmodell
Die geschildeten Zusammenhänge legen es nahe, den Wälzungsmechanismus und die Vermarktung des EEG-Stroms so weiterzuentwickeln, dass der Strom aus EEG-Anlagen in die langfristigen
Portfolien der Stromvertriebe integriert werden kann. Dadurch werden die wirtschaftlichen Anreize für die Suche nach Ausgleichsmöglichkeiten durch die Stromvertriebe geschaffen.
I.
Echtzeitwälzung
Dazu wird der Ersatz der finanziellen Wälzung durch eine möglichst kurzfristige physische Wälzung der tatsächlichen Erzeugung
der EEG-Anlagen („Echtzeitwälzung“) vorgeschlagen. Bei dieser
prognostizieren die Übertragungsnetzbetreiber wie bisher die Erzeugung der EEG-Anlagen, verkaufen die Erzeugung aber nicht am
Spotmarkt, sondern anteilig an die Vertriebe, die nicht privilegierte
Letztverbraucher versorgen. Im Unterschied zur bis 2009 praktizierten physischen Wälzung werden aber keine Grundlastbänder,
sondern die tatsächlichen Einspeiselastgänge als Fahrpläne mit ei2. Das gilt für konventionelle Kraftwerke genauso wie für KWK-Anlagen,
die nach dem KWKG mit einem festen KWK-Zuschlag gefördert werden,
und für EEG-Anlagen, die nach dem Grünstromprivileg oder im Wege der
sonstigen Direktvermarktung vermarktet werden.
Hölder: Echtzeitwälzung – Erneuerbaren Strom in den Wettbewerb um Kunden integrieren …
Abbildung 5: Kraftwerksbetreiber und Stromvertriebe
sichern sich auf den Terminmärkten ab
ner möglichst kurzen Vorlaufzeit gewälzt. Das bedeutet, dass jeder
Vertrieb einen Teil der unsteten Erzeugung aus Windenergie- und
Solaranlagen aufnehmen und in sein Portfolio integrieren muss.
Die Prognosen für die erwartete Erzeugung werden den Vertrieben
von den Übertragungsnetzbetreibern im Vorfeld fortlaufend zur
Verfügung gestellt, damit diese im Portfoliomanagement berücksichtigt werden können (siehe Abb. 8).
Der Preis für den gewälzten Strom wird jährlich oder besser monatlich im Voraus festgelegt und ergibt sich aus den Vergütungszahlungen an die Anlagenbetreiber und den Abwicklungskosten der
Übertragungsnetzbetreiber. Zu diesen gehören auch die Ausgleichsenergiekosten für die Abweichungen zwischen den gewälzten
Fahrplänen (Einspeiseprognosen) und der tatsächlichen Einspeisung, die von den Übertragungsnetzbetreibern getragen werden.
Auf diese Weise wird auch die systemfremde Rolle der Übertragungsnetzbetreiber als Stromhändler beendet. Sie übernehmen
nur noch die Abwicklung der Wälzung bestehend aus Prognose,
Fahrplanerstellung und Tragung der Ausgleichsenergiekosten.
Aber auch diese Tätigkeiten könnten ausgeschrieben und an einen
Dienstleister vergeben werden, um die Übertragungsnetzbetreiber
vollkommen von sachfremden Aufgaben zu entlasten.
II. Direktvermarktung
Die Echtzeitwälzung soll die Direktvermarktung nicht ersetzen.
Diese ist unabhängig vom Wälzungsmechanismus sinnvoll und
wichtig, weil durch die direkte Vertragsbeziehung zwischen Anlagenbetreiber und Vermarkter die Anlagenbetreiber an die Stromwirtschaft herangeführt werden und in der Direktvermarktung die
Anlagenbetreiber zusammen mit den Vermarktern Verantwortung
für Prognose, Fahrpläne und Vermarktung übernehmen. Außerdem
können EEG-Anlagen in der Direktvermarktung Regelenergie anbieten und damit konventionelle Must-run-Kraftwerke ersetzen.
Für die Vertriebe entstehen die Möglichkeiten, Anlagen- und Kundenportfolien aufeinander abzustimmen, indem beispielsweise bei
peaklastigen Portfolien eher PV- als Windenergieanlagen genutzt
werden, sowie steuerbare Anlagen bedarfsgerecht zu betreiben und
damit zum Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung aus Wind und
Abbildung 7: Stromvertriebe können
Flexibilitäten als Teil ihres Portfolios managen
ZNER 2014, Heft 1
17
Abbildung 6: Käufer des am Spotmarkt veräußerten EEGStroms sind in erster Linie die Kraftwerksbetreiber
Sonne zu nutzen. Direktvermarktung sollte daher für Bestands- wie
für Neuanlagen nicht die Ausnahme, sondern die Regel sein.
Ein Direktvermarktungsmodell könnte daher so gestaltet werden,
dass Vertriebe sich freiwillig dafür entscheiden können, anstatt an
der Echtzeitwälzung teilzunehmen,
– einen Mindestanteil an Strom aus EEG-Anlagen zu beziehen,
der dem Anteil des insgesamt in Deutschland eingespeisten Stroms am nicht privilegierten Letztverbraucherabsatz in
Deutschland entspricht,
– einen Mindestanteil an Strom aus Wind und PV zu beziehen,
der dem Anteil des insgesamt in Deutschland eingespeisten
Stroms aus diesen Energieträgern am nicht privilegierten Letztverbraucherabsatz in Deutschland entspricht und
– zur Einhaltung dieser Anteile Strom zu verwenden, der andernfalls dem EEG-Konto Kosten in Höhe der durchschnittlichen
Kosten des EEG-Stroms verursacht hätte.
Dieses als Kundenmarktmodell bezeichnete Direktvermarktungsmodell könnte auch im System der finanziellen Wälzung als optionale Alternative zum Marktprämienmodell eingeführt werden. Es
würde Vertrieben erlauben, Strom aus EEG-Anlagen außerhalb des
EEG-Umlagesystems zu vermarkten und den Strom unter Erhaltung der Ökostromqualität an Stromkunden zu liefern. Das Modell
stellt dabei sicher, dass es im EEG-Umlagesystem keine Mehrkosten verursacht und dass die Vertriebe, die es umsetzen, durch die
Integration eines hohen Anteils an Wind- und Solarenergieanlagen
einen besonderen Beitrag zum Ausgleich dieser unsteten Erzeuger
leisten.
III. Auswirkungen der Echtzeitwälzung
Auch wenn im Kapitel C bereits die Möglichkeiten, die Vertrieben
zur Integration von Strom aus Erneuerbaren Energien zur Verfügung stehen, erläutert wurden, sollen die energiewirtschaftlichen
Auswirkungen im Folgenden noch einmal kurz diskutiert werden.
Durch die Echtzeitwälzung wird die Fluktuation Bestandteil
des Portfoliomanagements und damit Teil des Kerngeschäfts der
Vertriebe. Sie kennen die Strommengen, die sie jährlich/monatlich
aus der Echtzeitwälzung bzw. der Direktvermarktung von Winde-
18
ZNER 2014, Heft 1
Hölder: Echtzeitwälzung – Erneuerbaren Strom in den Wettbewerb um Kunden integrieren …
Abb. 8: Schematische Darstellung
der Echtzeitwälzung
nergie- und PV-Anlagen zu erwarten haben, sowie deren Kosten,
sie wissen jedoch nicht, wann genau sie diese Strommengen aufnehmen müssen. Dadurch entsteht für sie der Anreiz, nach der
kostengünstigsten Möglichkeit zum Ausgleich zu suchen. Über
den Stromhandel können offene Positionen sukzessive mit besser
werdenden Prognosen geschlossen werden (mehrere Tage vorher
bis Intraday). Die Vermarktung des EEG-Stroms wird entzerrt
und nicht auf die Day-ahead-Auktion fokussiert. Gleichzeitig sind
die Kosten, die durch den Ausgleich der unsteten Erzeugung aus
Wind und Sonne entstehen (energiewirtschaftlich werden diese als
Strukturierungskosten bezeichnet) ein Maß für den Wert von anderen Flexibilitätsoptionen, mit denen der Vertrieb den Ausgleich
ebenfalls vornehmen kann: Bedarfsgerechter Betrieb von dezentralen EE- und KWK-Anlagen, Lastmanagement und Speicher.
Es entsteht Wettbewerb um den kostengünstigsten Ausgleich der
fluktuierenden Einspeisung aus Wind und Sonne. Und dieser Wettbewerb wird Teil des Wettbewerbs um die Stromkunden. An Stelle des Inkasso der EEG-Umlage wird im Vergleich zu heute etwa
ein doppelt so großer Teil des Strompreises beeinflussbar und dem
Markt unterworfen. Dadurch werden Markt und Wettbewerb in der
Stromversorgung gestärkt und es entsteht eine Nachfrage nach Flexibilität, die damit einen Preis bekommt.
Gleichzeitig sind mit der Echtzeitwälzung keine Mikrooptimierung und keine Schwächung der Strombörsen verbunden. Der
Großhandel stellt stets eine Flexibilitätsoption dar, die mit anderen,
„internen“ Optionen wie Lastmanagement oder Anlagensteuerung
wirtschaftlich im Wettbewerbn steht. Im Gegenteil, der Stromhandel wird gestärkt, weil nicht nur der Spotmarkt genutzt wird.
IV. Risikomanagement
Durch die Echtzeitwälzung der fluktuierenden Erzeugung entstehen
im Portfolio der Vertriebe neue Preis- und Mengenrisiken. Diese
Risiken und die damit verbundenen, befürchteten Risikoaufschläge sind das zentrale Argument der Gegner dieses Modells. Dabei
ist aber zu beachten, dass die Fluktuation und die damit zusammenhängenden Risiken integraler Bestandteil des künftigen Stromversorgungssystems sein werden und dass alle Akteure der Stromwirtschaft lernen müssen, diese Risiken zu beherrschen. Auf der
anderen Seite zeigen die Marktakteure, die bisher das sogenannte
Grünstromprivileg nach § 39 EEG umsetzen, dass die Risiken beherrschbar sind. Durch eine schrittweise Verkürzung der Vorlauffrist bei der Wälzung könnten in der praktischen Umsetzung außerdem die Portfoliomanager an den Umgang mit der Fluktuation und
an die damit verbundenen Risiken herangeführt werden.
Der Wettbewerb zwischen den Stromversorgern wird andererseits dafür sorgen, dass die Risikoaufschläge, die diese in ihre Preise einkalkulieren können, auf ein Minimum begrenzt bleiben, so
dass nicht zu erwarten ist, dass die Echtzeitwälzung zu Preiserhöhungen für die Stromkunden führt.
V. Transparenz
Durch die Abschaffung der finanziellen Wälzung entfällt die EEGUmlage. Die (betriebswirtschaftlichen) Mehrkosten der Erneuerbaren Energien gegenüber der konventionellen Stromerzeugung
werden Teil der Strombeschaffung der Vertriebe. Dies bedeutet
aber nicht, dass gegenüber den Stromkunden keine Transparenz
hinsichtlich der Kosten der Förderung der Erneuerbaren Energien
hergestellt werden könnte. Statt der scheinbar transparenten EEGUmlage können die Versorger den Preis und den Anteil des Stroms,
den sie im Rahmen der Echtzeitwälzung aufnehmen mussten, und
damit die Beschaffungskosten für den EEG-Stromanteil in den
Stromrechnungen ausweisen. Beide Positionen (Anteil und Preis)
sind für alle Vertriebe in Bezug auf die nicht privilegierte Kunden
gleich und können von den Übertragungsnetzbetreibern veröffentlicht werden. Jeder Kunde kann dann erkennen, wieviel sein
Versorger für den Einkauf des EEG-Stroms ausgeben musste. Ein
Ausweis der individuellen Differenzkosten als scheinbar transparente „EEG-Umlage“ wie in der früheren phyischen Wälzung sollte
dagegen nicht zugelassen werden.