Wer flexibel ist – gewinnt?!

Wer flexibel ist – gewinnt?!

Die Energiewirtschaft steht durch die Umsetzung der Energiewende vor sehr großen Herausforderungen.

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Diese Frage, deren grundsätzliche Anwendung auf gesellschaftliche Herausforderungen und Themen der Zusammenarbeit in Unternehmen hier nicht diskutiert wird, hat einen neuen Anwendungsfall gefunden.

Die Energiewirtschaft steht durch die Umsetzung der Energiewende vor sehr großen Aufgaben. Unverändert gibt es sowohl die Frage, was zum Gelingen umgesetzt werden soll und dann dort, wo dies schon beantwortet ist, die Frage, wie die Umsetzung erfolgen soll. Diese ganzen Fragen lassen häufig das Zerrbild entstehen, dass es in der Energiewende insgesamt mehr Fragen als Antworten gibt und trüben den Blick für das schon Erreichte. Durch die Verkaufspflicht des Stroms aus Wind-, Photovoltaik- und Biogasanlagen im Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) auf dem Weg der sogenannten Direktvermarktung hat sich in den letzten Jahren ein neuer Markt mit einer Vielzahl von Akteuren entwickelt, der früher nur von einer Handvoll Unternehmen genutzt wurde. Dies ist ein Markt, der niemals schläft und an dem zunehmend auch Computer den Handel umsetzen – der kontinuierliche Intra-day-Markt der Strombörse EPEXSpot in Paris.

Dort treffen sich die Unternehmen, die die Direktvermarktung umsetzen, und die Betreiber von konventionellen Kraftwerken. Aufgrund des zeitlichen Vorlaufs der Vermarktung an der Börse um 12 Uhr für alle Stunden des Folgetags sind bei der Erzeugung des Stroms die verwendeten Prognosen mindestens 12 Stunden alt. Da die Akteure die Pflicht haben, dass die Einspeisungen genau den verkauften Mengen entsprechen müssen, erfolgt dann im kontinuierlichem Intra-day-Handel eine Anpassung der Verkaufspositionen, um die Stromerzeugung möglichst nicht anzupassen. Eine Anpassung könnte lediglich durch eine Reduzierung der Einspeisung erfolgen, wodurch Opportunitätsverluste entstünden.

Jeder von uns weiß, wie ungenau die Wetterprognosen und zum Beispiel statt Sonne nur Wolken zu sehen sind. Auch die Vorhersagen für die Windstärken und Unwetterwarnungen und so weiter treten häufig nicht so ein, wie angekündigt. Im Strommarkt müssen die Prognosen genau für jede Viertelstunde des Verbrauchstages passen, sodass es mehrmals in der Stunde Prognoseaktualisierungen für die Einspeisungen aus Wind und Photovoltaik gibt, die dann gehandelt werden müssen. Wenn zum Beispiel die Wind- und Sonnenscheinprognosen vorhersagen, dass 40.000 Megawatt, also weniger als die Hälfte der installierten Leistung von mehr als 80.000 Megawatt in der Direktvermarktung, vermarktet werden müssen und am Vortag in Verkaufsgeschäfte umgesetzt wurden, führt eine Prognosereduzierung von 10 Prozent zu einem plötzlichen Mehrbedarf an Kraftwerkskapazität von 4.000 Megawatt, also mehr als sechs Blöcke eines Steinkohlekraftwerks. Dass diese kurzfristige Nachfrage zu einem Preisanstieg führt, ist wahrscheinlich gut nachvollziehbar.

Die Preise am Strommarkt ergeben sich um 12 Uhr am Vortag und reflektieren die erwarteten Einspeisungen von Erneuerbare Energien (EE)-Anlagen. Viel Einspeisung führt zu einem niedrigen Strompreis; wenig Einspeisung entsprechend zu einem hohen Strompreis. Wenn jetzt die Verschiebung einer Windböe vorhergesagt wird, hat dies zwei Effekte:

  1. In der Zeit, in der die Windböe hätte wehen sollen, fehlt EE-Strom, sodass kurzfristig die reduzierte Einspeisung zu einem hohen Preis durch Zukauf am Markt kompensiert werden muss.
  2. In der Zeit, zu der sie hätte vorbei sein sollen, wird in der aktuellen Prognose eine höhere EE-Einspeisung vorhersagt, sodass dieser Überschuss kurzfristig nur zu einem niedrigen Preis am Markt verkauft werden kann. Diese Muster der plötzlichen starken Preisveränderungen, können auch von Akteuren genutzt werden, die bisher diesen Markt nicht wahrgenommen haben.

Um auf diesem Markt aktiv sein zu können, ist es notwendig, Flexibilität im Strombezug und in der Stromerzeugung darstellen zu können. Es wird davon ausgegangen, dass noch ein großes Potenzial an ungenutzter Flexibilität, besonders in der Industrie, vorhanden ist. Hierbei geht es um „Puffer“, die eine Verschiebung des Strombezugs ermöglichen bzw. um Anwendungen, deren Strombezug temporär etwas reduziert oder gegebenenfalls erhöht werden kann.

Eine sehr genaue Analyse der Produktionsprozesse zum Beispiel in der Grundstoffindustrie, bei der Nutzung von Druckluft bzw. von Wärme- und Kältespeichern und so weiter in Verbindung mit dem Strombezugsvertrag, kann aufzeigen, welche Potenziale es gibt. Der Vorbehalt, dass der Produktionsprozess die führende Größe ist, wird unverändert Bestand haben. Trotzdem gibt es heutzutage immer bessere Möglichkeiten durch die Verfügbarkeit von Ist- und Prognosedaten innerhalb des Prozesses zu identifizieren, ob Verschiebepotenzial verfügbar ist. Über eine automatisierte Optimierungslösung kann dies dann direkt oder über einen Dienstleister am Strommarkt monetarisiert werden.

Durch die Realisierung und Vermarktung der Flexibilität kann ein Gewinn für das Unternehmen realisiert und gleichzeitig noch etwas Gutes getan werden, indem das Gelingen der Energiewende unterstützt wird – eine solche Kombination gibt es heutzutage nicht allzu häufig.

Eine elementare Voraussetzung für die Nutzung dieses Ertragspotenzials sind selbstverständlich leistungsfähige IT-Systeme, die sowohl Realtime-Prognosedaten verarbeiten als auch automatisiert in Kauf- und Verkaufsorders umsetzen können. Wir sehen daher auf dem Energiemarkt eine Entwicklung, welche sich schon seit Längerem auf den volatilen und liquiden Finanzmärkten etabliert hat – dem Aufkommen des sogenannten Algo Tradings, also des automatisierten bzw. algorithmischen Handels. Hier wie dort gilt aber auch, dass die höchsten Renditen den Pionieren mit ausgefeilter Technik winken.

Quelle: KPMG Corporate Treasury News, Ausgabe 65, März 2017
Autor: Malte Neuendorff, Senior Manager, Finance Advisory, mneuendorff@kpmg.com

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