Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise - Whitepaper Berlin, 15. Juli 2014

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Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise - Whitepaper Berlin, 15. Juli 2014
Auswirkungen der EEG-Novelle 2014
auf die Strompreise

Whitepaper                    Berlin, 15. Juli 2014
Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise - Whitepaper Berlin, 15. Juli 2014
Inhaltsübersicht:

ZUSAMMENFASSUNG...................................................................................................................... 2
DIE WICHTIGSTEN ÄNDERUNGEN DES EEG 2014 IM ÜBERBLICK ..................................... 3
SZENARIOBESCHREIBUNG ............................................................................................................. 4
PREISENTWICKLUNGEN ................................................................................................................. 5
BESCHREIBUNG DES ENERGIEMARKTMODELLS POWER2SIM ........................................... 7
AUTOREN........................................................................................................................................... 12
KURZPORTRAIT ENERGY BRAINPOOL ..................................................................................... 12

Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise                                                                                      1
Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise - Whitepaper Berlin, 15. Juli 2014
Zusammenfassung
Erklärtes Ziel der EEG-Reform 2014 ist, „die volkswirtschaftlichen Kosten der
Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu
verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von
Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern.“1

Im Folgenden wird daher betrachtet, welche Auswirkungen die hierfür relevanten
Änderungen des EEG 2014 im Vergleich zum EEG 2012 auf die Entwicklung der Strompreise
am Energy-Only-Markt (Base- und Peakload) haben. Zum Vergleich wird je ein
Strompreisszenario bis zum Jahr 2040 mit dem fundamentalen Energiemarktmodell
Power2Sim modelliert. Den Szenarien werden hierbei eigene Annahmen für die
Ausbaupfade der erneuerbaren Energien zugrunde gelegt, die auf Basis der im
Energiekonzept 2010 sowie im EEG 2012 und EEG 2014 genannten Ziele abgeschätzt werden.

Der geringere und langsamere Zubau, maßgeblich der Photovoltaik, im EEG-2014-Szenario
führt dazu, dass sich die Strompreise um durchschnittlich drei Prozent gegenüber dem EEG-
2012-Szenario erhöhen. Bemerkenswert sind zudem die Auswirkungen auf die Preisextreme:
Im EEG-2014-Szenario treten 9 Prozent weniger positive Preisextreme (Preise größer 100
€/MWh) und 13 Prozent weniger negative Preisextreme (Preise unter 0 €/MWh) auf.

Gemäß § 24 EEG 2014 wird der anzulegende Wert für die Marktprämie auf null gesetzt,
wenn in einem Zeitraum von mehr als sechs Stunden negative Preise auftreten. Es zeigt sich,
dass diese Preisintervalle in der fundamentalen Modellierung erst ab dem Jahr 2020
verstärkt auftreten, dann aber bis zum Jahr 2040 deutlich zunehmen. Im Jahr 2030 können
bereits mehr als 60 solcher Intervalle auftreten. Die Wirkung der Regelung auf die
Direktvermarktungsverträge sowie das Vermarktungs- und Abschaltverhalten blieben in
dieser Untersuchung unberücksichtigt.

Anreize zur Flexibilität entstehen am Strommarkt maßgeblich durch Preisspreads. Es ist
daher zu erwarten, dass der Rückgang an Preisextremen die wirtschaftlichen
Flexibilitätsanreize für regelbare Kraftwerke und Lastmanagement reduziert und dass dieser
Effekt durch die Sechs-Stunden-Regelung gemäß § 24 EEG 2014 weiter verstärkt wird.

1   § 1, Abs. 1 EEG 2014

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Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise - Whitepaper Berlin, 15. Juli 2014
Die wichtigsten Änderungen des EEG 2014 im Überblick
Im Folgenden werden die für den Strompreis maßgeblichen Änderungen der EEG-Reform
kurz beschrieben:

Fördersätze für Neuanlagen werden kontinuierlich angepasst
Die finanzielle Förderung (vormals Einspeisevergütung) wird mit der Novelle einmalig für
die meisten Technologien gesenkt. In den kommenden Jahren erfolgt eine Absenkung der
Förderung in Abhängigkeit vom erreichten Zubau. Hierfür wurden Mengenkorridore
definiert.

Definierte Mengenziele für den Zubau:
 Photovoltaik: jährlicher Zubau von 2,4 bis 2,6 Gigawatt (brutto),
 Windenergie onshore: jährlicher Zubau von 2,4 bis 2,6 Gigawatt (netto),
 Windenergie offshore: Installation von 6,5 Gigawatt bis 2020 und 15 Gigawatt bis 2030,
 Biomasse: jährlicher Zubau von ca. 100 Megawatt (brutto).

Verringerung der Förderung bei negativen Preisen
Ergeben sich für die Preiszone Deutschland/Österreich am Spotmarkt der Strombörse EPEX
Spot SE in Paris an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negative Preise,
verringert sich der anzulegende Wert (entspricht der finanziellen Förderung) für den
gesamten Zeitraum, in dem die Stundenkontrakte ohne Unterbrechung negativ sind, auf
null.

Verpflichtende Direktvermarktung im Rahmen der gleitenden Marktprämie
Alle Neuanlagen ab einer Leistung von 500 Kilowatt müssen ab dem 1. August 2014 ihren
Strom im Rahmen des Marktprämienmodells direktvermarkten. Ab dem 1. Januar 2016
verringert sich die Leistungsgrenze auf 100 Kilowatt.

Regelungen zur Eigenversorgung
Auf Strom, der zur Eigenversorgung hergestellt und verbraucht wird, entfiel bisher keine
EEG-Umlage. Für diesen fällt nun für Neuanlagen grundsätzlich EEG-Umlage an.
Erneuerbare Energien und neue, hocheffiziente Kraft-Wärme-Koppelungsanlagen zahlen
eine verminderte EEG-Umlage. Bis Ende 2015 beträgt diese 30 Prozent, 2016 dann 35 Prozent
und ab 2017 40 Prozent der EEG-Umlage. Ausgenommen sind Anlagen bis zehn Kilowatt,
die jährlich höchstens zehn Megawattstunden selbst verbrauchen.

Bestimmung der Förderhöhe über Ausschreibungen
Mittelfristig – spätestens ab 2017 – soll die Förderhöhe der erneuerbaren Energien über
Ausschreibungen bestimmt werden.

Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise                                     3
Szenariobeschreibung
Für den vorliegenden Vergleich wurden die Preisentwicklungen am Energy-Only-Markt mit
dem Energiemarktmodell Power2Sim modelliert. Die zugrunde liegenden Annahmen für
den konventionellen Kraftwerkspark sowie die Entwicklung der Commoditypreise wurden
den folgenden Studien entnommen:
                                           2
 EU energy trends to 2050 – Update 2013
 EU Energy Roadmap 20503
 World Energy Outlook 20134

Eine detaillierte Beschreibung des Gesamtszenarios finden Sie in der Energy Brainpool
Standardstudie „Strompreise 2040“5.

Im Wesentlichen unterscheiden sich die untersuchten Szenarien gemäß EEG 2012 und EEG
2014 in den Zubaumengen der erneuerbaren Energien. In beiden Fällen wurden die vom
Gesetzgeber geplanten Zubaupfade als Grundlage genommen und dann auf Basis eigener
Bewertungen angepasst:

Annahmen für die Zubaumengen gemäß EEG 2012:

 Zubau von Photovoltaik mit 3,5 GW pro Jahr bis zur Erreichung des 52-GW-Ziels in 2018,
  danach 1,5 GW pro Jahr
 Zubau Wind onshore und offshore mit 2,5 GW pro Jahr
 Nahezu konstante Kapazität an Biomasse/Biogasen

Annahmen für die Zubaumengen gemäß EEG 2014:

 Zubau von Photovoltaik mit 1,5 GW pro Jahr bis zur Erreichung des 52-GW-Ziels in 2024,
  danach 1 GW pro Jahr
 Zubau von Wind onshore: 2,0 GW pro Jahr
 Zubau von Wind offshore: 0,8 GW pro Jahr bis 2020, danach 0,85 GW pro Jahr bis 2030,
  anschließend 1 GW pro Jahr
 Biomasse/Biogase: 90 MW pro Jahr

Auch mit den in den Annahmen reduzierten Zubaumengen werden die definierten Ziele des
aus erneuerbaren Energien erzeugten Stromanteils am Bruttostromverbrauch erreicht bzw.
übererfüllt. Der erreichte Anteil im Vergleich zu den im Energiekonzept 2010 und EEG 2014
definierten Zielen ist in Tabelle 1 dargestellt:

2 http://ec.europa.eu/energy/observatory/trends_2030/doc/trends_to_2050_update_2013.pdf
3 http://ec.europa.eu/energy/energy2020/roadmap/index_en.htm
4 http://www.worldenergyoutlook.org/publications/weo-2013/
5 http://www.energybrainpool.com/de/produkte-dienstleistungen/analysis/studie-strompreise-

2040.html

Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise                                  4
Jahr    Ziel-Anteil erneuerbarer Energien am          Anteil erneuerbarer Energien am
         Bruttostromverbrauch gemäß                    Bruttostromverbrauch gemäß Szenario
         Energiekonzept 2010 und EEG 2014              EEG 2014
 2020    35 %                                          38 %
 2025    40-45 %                                       49 %
 2030    50 %                                          58 %
 2035    55-60 %                                       65 %
 2040    65 %                                          71 %
Tabelle 1: Vergleich des Zielanteils der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch gemäß EEG 2014
und gemäß eigenem Ausbauszenario

Preisentwicklungen
Zur Preisfindung werden im Energiemarktmodell Power2Sim alle Kraftwerke nach dem
Merit-Order-Prinzip entsprechend der Höhe ihrer kurzfristigen Grenzkosten sortiert, wobei
die Erzeugung aus erneuerbaren Energien, vor allem Wind, Sonne und Wasser, nahezu ohne
Grenzkosten am Anfang steht. Ein sehr hoher Anteil von erneuerbaren Energien bei der
Stromerzeugung führt damit in Zukunft zu niedrigen Preisen in den Zeiten, in denen sie
Strom erzeugen. Fundamental negative Preise entstehen, wenn die Erzeugung aus Must-
Run-Technologien und nicht abschaltbaren erneuerbaren Energien-Anlagen größer als die
Nachfrage ist.

Für den vorliegenden Vergleich wurden die Preisentwicklungen am Energy-Only-Markt mit
dem Energiemarktmodell Power2Sim für die jeweiligen Ausbaupfade EEG 2012 und 2014 in
je einem Szenario modelliert. Anschließend wurden die modellierten Base- und Peakpreise
für die Stützjahre der Zieldefinitionen aus dem Energiekonzept 2010 und dem EEG 2014
ermittelt. Die Preisentwicklung ist in der folgenden Abbildung 1 dargestellt.

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Abbildung 1: Entwicklung der Strompreise für Base- und Peakload im EEG 2012 und EEG 2014 Szenario

Zunächst steigen im zeitlichen Verlauf die Preise an, vornehmlich getrieben durch
Steigerungen der Commoditypreise und durch den Ausstieg aus der Kernenergie. Später
sorgen stagnierende Nachfrage und Brennstoffpreise für eine Seitwärtsbewegung bzw.
Rückgang des Preisniveaus. Zusätzlich erhöht sich die Stromerzeugung aus konventionellen
Kraftwerken mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) zur effizienteren Ausnutzung der
Energierohstoffe. Die Kombination aus der volatilen Einspeisung erneuerbarer Energien wie
Wind und Sonne mit Must-Run-Kraftwerken auf Basis der KWK-Technologie führt zu
deutlich volatileren Stromspotmarktpreisen und häufiger auftretenden negativen Preisen. In
Abbildung 1 ist zu erkennen, dass diese Effekte in beiden Szenarien eintreten und die
Kurven der Preisentwicklungen nah beieinander liegen. Im Vergleich sind sowohl die
Strompreise für Base- als auch für Peakload im EEG-2014-Szenario durchschnittlich nur drei
Prozent höher.

Hervorzuheben ist die Betrachtung der Preisextreme, wie in Abbildung 2 dargestellt. Hierbei
wurde die Anzahl aller Extrempreise über 100 €/MWh sowie unter 0 €/MWh aufgetragen.
Es ist zu erkennen, dass in beiden Szenarien die negativen Preisextreme in der Häufigkeit
stärker zunehmen als die positiven Preisextreme. Die Betrachtung sagt jedoch nichts über die
Höhe und damit die Erlös- bzw. Verlustbeträge in den Zeiträumen aus. Im Vergleich zeigt
sich auch, dass aufgrund des geringeren Zubaus erneuerbarer Energien im EEG-2014-
Szenario 9 Prozent weniger positive Preisextreme und 13 Prozent weniger negative
Preisextreme auftreten.

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2000
 Anzahl positiver und negativer Extrempreise

                                               1500

                                               1000
                                                        ↑ Extrempreis über 100 €/MWh
                                                500

                                                  0

                                                -500
                                                        ↓ Extrempreis unter 0 €/MWh
                                               -1000

                                               -1500

                                               -2000

                                                                                             Stützjahre

                                                       Positiv EEG 2012   Positiv EEG 2014     Negativ EEG 2012   Negativ EEG 2014

Abbildung 2: Anzahl der positiven und negativen Extrempreise in den Stützjahren 2020-2040

Betrachtet man zusätzlich die Zeiträume, in denen negative Preise über einen Zeitraum von
mehr als sechs Stunden auftreten, in denen der anzulegende Wert für die Marktprämie
gemäß § 24 EEG 2014 auf null gesetzt wird, so zeigt sich, dass diese in der fundamentalen
Modellierung erst ab dem Jahr 2020 verstärkt auftreten, dann aber bis zum Jahr 2040 deutlich
zunehmen. Im Jahr 2030 können bereits mehr als 60 solcher Intervalle auftreten. Die
Wirkung des § 24 EEG 2014 auf die Direktvermarktungsverträge sowie das Vermarktungs-
und Abschaltverhalten blieben in dieser Untersuchung unberücksichtigt.

Beschreibung des Energiemarktmodells Power2Sim
Power2Sim ist eine von Energy Brainpool entwickelte Fundamentalsoftware zur
Modellierung von Strompreisentwicklungen. Die Basis bildet eine simulierte Merit-Order-
Kurve, anhand derer die Großhandelsstrompreise für die einzelnen europäischen Länder
berechnet werden. Im Schnittpunkt von Angebots- und Nachfragekurve ergibt sich der
Strompreis. Das am teuersten produzierende Kraftwerk, welches zur Deckung der
Nachfrage noch benötigt wird, bestimmt somit den Preis. Abbildung 3 zeigt das Merit-
Order-Prinzip zur Strompreisbildung.

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Abbildung 3: Prinzipbild der Strompreisbildung

Die kurzfristigen Grenzkosten der Stromerzeugung von Kraftwerken, die verfügbare
Erzeugungskapazität sowie die Nachfrage sind damit die Haupteinflussfaktoren auf die
Strompreise. Mit Power2Sim können Szenarien zu unterschiedlichen Rohstoffpreisen und
anderen, diese Grenzkosten beeinflussenden Faktoren berechnet werden. Auf der
Nachfrageseite wird eine Lastkurve modelliert, um den Schnittpunkt von Angebots- und
Nachfragekurve zu bestimmen. Durch Einbeziehung grenzüberschreitender Lastflüsse in
das System können die Strompreise im zusammenhängenden europäischen
Stromübertragungsnetz sehr gut abgeschätzt werden.

Die Strompreisbildung auf dem europäischen Energiemarkt wird von zahlreichen Faktoren
beeinflusst, welche bei der Entwicklung von Strompreisszenarien berücksichtigt werden
müssen. Zum Beispiel beeinflusst die Witterung sowohl die Angebots- als auch die
Nachfrageseite. Regnet es, so steigt der Stromverbrauch der Haushaltskunden, da diese sich
bei schlechtem Wetter eher in ihren Häusern aufhalten und dadurch mehr Strom
verbrauchen. Auf der anderen Seite führt Regen auch zu einer Steigerung der
Stromproduktion aus Wasserkraftwerken. Bezüglich des Einflusses der Temperatur ergeben
sich abhängig von der Jahreszeit unterschiedliche Effekte: auf der Nachfrageseite werden
Verbraucher bei warmen Temperaturen im Sommer eher einen Tag außerhalb ihrer Häuser
verbringen und somit die Nachfrage der Haushaltskunden reduzieren. Der Stromverbrauch
von Einkaufszentren beispielsweise würde bei hohen Temperaturen eher ansteigen, da diese
zusätzlich Klimaanlagen zur Kühlung benötigen. Gleichzeitig muss die Stromproduktion
zurückgefahren werden, wenn auf Grund hoher Temperaturen weniger Kühlwasser für
Kraftwerke zur Verfügung steht. Dieser Effekt wird typischerweise in Frankreich im
Sommer sichtbar. Die Flüsse, aus denen das Kühlwasser für Kernkraftwerke entnommen
wird, werden bei steigenden Temperaturen zu warm, so dass die Kraftwerke
zurückgefahren werden müssen. Es wäre aus ökologischer Sicht nicht sinnvoll, die Flüsse

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weiter zur Kühlung zu nutzen und sie dadurch weiter aufzuheizen. Auf der anderen Seite
haben verhältnismäßig hohe Temperaturen im Winter ein Sinken des Stromverbrauchs zur
Folge, da weniger geheizt wird. Darüber hinaus wird der Strompreis auch von Ferienzeiten
und Feiertagen sowie von Wartungsarbeiten oder technischen Defekten an Kraftwerken
beeinflusst.

Die Einflussfaktoren der Strompreisbildung werden im Power2Sim anhand verschiedener
Untermodelle, wie zum Beispiel die Stromnachfrage durch das Lastmodell, berücksichtigt.
Dieser modulare Aufbau hält die Rechenzeit gering und hat gleichzeitig den Vorteil, dass die
Untermodelle auch unabhängig voneinander genutzt werden können. Abbildung 4 zeigt den
Aufbau des Power2Sim und das Zusammenwirken zwischen den verschiedenen
Untermodellen.

Abbildung 4: Funktionsschema Power2Sim

Die so in den einzelnen Ländern ermittelten Strompreise werden zunächst miteinander
verglichen. Preisunterschiede in benachbarten Ländern haben einen Stromaustausch
zwischen diesen Ländern zur Folge, was durch das Import-Export-Modell berücksichtigt
wird.

Im zentralen Merit-Order-Ansatz werden die variablen Kosten der einzelnen Kraftwerke
berücksichtigt, die direkt der Stromerzeugung zugeordnet werden können.
Investitionskosten dagegen werden nicht berücksichtigt, da sie „sunk cost“ darstellen und
für den Kraftwerkseinsatz nicht relevant sind.

Um verschiedene Kraftwerkstypen hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit zu vergleichen, ist
dies eine gängige Methode. Insbesondere gas- und kohlegefeuerte Kraftwerke können
anhand des sogenannten Clean-Spark-Spreads (CSS) bzw. des Clean-Dark-Spreads (CDS)

Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise                                 9
verglichen werden. Dabei werden der elektrische Wirkungsgrad, der Emissionsfaktor und
die Kosten für Brennstoffe und Emissionszertifikate berücksichtigt. Durch die
Gegenüberstellung der kurzfristigen Grenzkosten der Stromerzeugung und des
Strompreises kann ermittelt werden, welcher Kraftwerkstyp wirtschaftlicher produziert und
daher am ehesten zum Einsatz kommt.

Modellierung erneuerbarer Energien

Bevor die verschiedenen Kraftwerke anhand ihrer kurzfristigen Grenzkosten als Merit-Order
in die Berechnung eingehen, wird die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien
berücksichtigt. Der aus erneuerbaren Energien erzeugte Strom wird von der
Gesamtnachfrage abgezogen, die verbleibende Strommenge muss folglich von
konventionellen Kraftwerken produziert werden. Die erneuerbaren Energiequellen zeichnen
sich dadurch aus, dass ihre kurzfristigen Grenzkosten gleich null sind. Des Weiteren gibt es
in den meisten Ländern Europas ein Vergütungssystem bzw. einen Einspeisevorrang für
Strom aus erneuerbaren Energien, was zur Folge hat, dass die erneuerbaren Energiequellen
bei der Stromerzeugung den konventionellen Kraftwerken vorgezogen werden.

Der Großteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird von meteorologischen
Größen beeinflusst. Wind-, Wasser- und auch Solarenergie sind nicht über das ganze Jahr
hinweg konstant verfügbar, sondern hängen in ihrer Produktion sehr von der Intensität des
Winddargebots oder der Sonneneinstrahlung ab. Somit gibt es auch trotz einer sehr hohen
installierten Leistung erneuerbarer Energien Zeiten, in denen die Stromerzeugung derselben
sehr gering ist. Jedoch nehmen die Phasen mit einer nur geringen Stromerzeugung ab, je
gleichmäßiger die Erzeugungskapazitäten erneuerbarer Energien regional verteilt sind.
Meteorologische Rahmenbedingungen sind von Region zu Region unterschiedlich, was dazu
führt, dass in einer Region viel Strom aus Windkraftanlagen und in einer anderen gar kein
Strom aus Windkraftanlagen produziert wird. Da die erneuerbaren Energien zum Teil sehr
ungleichmäßig verteilt sind und es kaum möglich ist, von der installierten Leistung auf die
produzierte Strommenge zu schließen, wird im Power2Sim die tatsächliche historische
Stromproduktion herangezogen. Auf diese Weise wird die sehr ungleichmäßige Verteilung
der erneuerbaren Energien berücksichtigt.

Für die einzelnen erneuerbaren Energieträger existieren verschiedene Modelle, um diese
möglichst sinnvoll zu modellieren. Während Wasserkraft und Solarenergie mit Hilfe von
Monats-, Tagesprofilen (nur Solar) simuliert werden, wird für die Erzeugung aus
Windenergie ein stochastisches Modell verwendet. Durch entsprechende Parametrisierung
wird für die Zukunft festgelegt, welche Windeinspeisemuster verwendet und auf die Höhe
der Szenarioannahmen skaliert werden. Die Parametrisierung wird für jedes Szenario
einmalig festgelegt, so dass bei mehrmaligen Berechnungen stets dasselbe Ergebnis ermittelt
wird.

So wird, um die Strompreise ermitteln zu können, die Gesamtnachfrage aus dem Lastmodell
um die aus erneuerbaren Energien produzierte Strommenge reduziert (Residuallast). Diese
Strommenge wird in jedem Fall verbraucht, da erneuerbare Energien praktisch zu null
Grenzkosten produzieren und in den meisten Fällen auch auf Grund gesetzlicher
Bestimmungen der konventionellen Stromerzeugung vorgezogen werden. Somit ist diese

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reduzierte Stromnachfrage der Bedarf, der durch die Merit-Order, also konventionelle
Kraftwerke wie Kohle-, Atom- Gas- oder Ölkraftwerke, gedeckt werden muss.

Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise                         11
Autoren
Philipp Götz studierte Maschinenbau/Energie- und Umwelttechnik an der FH Brandenburg
und ist seit 2010 Consultant und Trainer für die Strom- und Gasmärkte bei Energy
Brainpool. Außerdem wirkt er im Bereich Fundamentalmodellierung bei der Entwicklung
von Langzeitszenarien zur Strompreisentwicklung mit.

Tobias Kurth studierte Wirtschaftsingenieurwesen mit dem Schwerpunkt Umwelttechnik an
der Fachhochschule Köln. Er konzentriert sich bei Energy Brainpool als Senior Manager auf
den Bereich Markttransformation durch erneuerbare Energien. Zu seinem Tätigkeitsbereich
zählen Studien, Trainings und Inhouse-Schulungen sowie Beratung von Unternehmen.

Thorsten Lenck studierte Energie- und Verfahrenstechnik an der TU Berlin. Herr Lenck ist
spezialisiert auf das Portfolio- und Risikomanagement von Energieversorgungsunternehmen
sowie die Vermarktung erneuerbarer Energien und das Energiemarktdesign. Als Senior
Manager leitet er bei Energy Brainpool den Beratungsbereich.

Kurzportrait Energy Brainpool
Energy Brainpool ist ein unabhängiges Analyse- und Beratungshaus für die Energiebranche
mit Sitz in Berlin. Energy Brainpool bietet Prognosen und Fundamentalmodellierung sowie
individuelle Trainings- und Beratungsdienstleistungen für die Strom- und Gasmärkte und
den CO2-Handel.

Die Kernkompetenz von Energy Brainpool liegt in Dienstleistungen „rund um die
Energiepreise“ von

 Kurzfristprognosen bis Langzeitpreisstudien für Strompreise
 Trainings von Grundlagen bis zur Börsenhändlerschulung für alle Energieträger
 Begleitung beim Markteintritt bis zum professionellen Risikomanagement.

Analyse-Philosophie

Im wissenschaftlichen Sinn bedeutet Analyse die Zerlegung eines zusammengesetzten
Sachverhalts in seine Bestandteile. Übertragen auf die Analyse und Prognose von
Strompreisen bedeutet dies, dass man Dingen im ersten Schritt auf den Grund gehen muss,
um im zweiten Schritt ihre Entwicklung vorhersagen zu können.

Zusätzlich zu einer analytischen Vorgehensweise gehört Branchenkenntnis. Wir besitzen
langjährige Erfahrungen und verstehen die Energiemärkte. Und nur wer Märkte versteht,
kann diese auf der Basis von realistischen Szenarien modellieren.

Und zuletzt bedarf es des richtigen Tools. Nur auf Basis eines kompetenten Modells lassen
sich Märkte prognostizieren. Unser fundamentales Energiemarktmodell Power2Sim ist
modular aufgebaut und bewusst auf die wesentlichen preisbildenden Faktoren der
Angebots- und der Nachfrageseite konzentriert.

Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 auf die Strompreise                              12
Beratungsansatz

Wer mit Energie handeln will, muss auch die damit verbundenen Risiken beherrschen.
Langfristiger Erfolg im Energiehandel verlangt ein gutes Risikomanagement – Energy
Brainpool ist besonders auf diesem Gebiet aktiv. Unsere Stärke liegt in der Festlegung der
individuellen Risikostrategie für Ihr Unternehmen und in der Erstellung der Vorgaben für
Ihre Portfolio-Bewirtschaftung.

Die Energiewirtschaft unterliegt starken Veränderungen und zwingt die Marktteilnehmer
dazu, Maßnahmen zu ergreifen. Ziel der strategischen Beratung von Energy Brainpool ist die
optimale Positionierung Ihres Unternehmens in einem sich wandelnden Marktumfeld.

Im Bereich erneuerbare Energien unterstützen wir unsere Kunden mit der Erstellung von
Expertisen und Studien auf den Gebieten zukünftige Strompreisentwicklung, Marktdesign,
Markttransformation, EEG-Umlage und Veränderung der Strompreischarakteristik.
Zusätzlich bieten wir Erlösanalysen sowie Geschäftsmodell-Entwicklung und –Optimierung.

Trainingsdienstleistungen

Wir schulen Mitarbeiter in Standard-Seminaren oder in individuellen Inhouse-Seminaren.
Vom Präsenzseminar über E-Learning-Angebote bis zum interaktiven Planspiel finden Sie
bei uns die optimale Lernmethode.

Impressum

Herausgeber:

Energy Brainpool GmbH & Co. KG
Heylstraße 33
D - 10825 Berlin

www.energybrainpool.com

Tel.: +49 (30) 76 76 54 - 10
Fax: +49 (30) 76 76 54 - 20

Juli 2014

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