AUSWIRKUNGEN DER SONNENFINSTERNIS AM 20. MÄRZ 2015 AUF DIE DEUTSCHEN STROMMÄRKTE
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AUSWIRKUNGEN DER SONNENFINSTERNIS AM
20. MÄRZ 2015 AUF DIE DEUTSCHEN STROMMÄRKTE
Berlin, 17.03.2015 WhitepaperINHALTSVERZEICHNIS
1. Einleitung ....................................................................................................................................................... 2
2. Spotmarkt ....................................................................................................................................................... 3
2.1. Day-Ahead .................................................................................................................................................. 4
2.2. Intraday ....................................................................................................................................................... 6
3. Regelleistungsmärkte ................................................................................................................................. 8
4. Auswirkungen auf die Volkswirtschaft................................................................................................ 10
Quellenverzeichnis.................................................................................................................................................. 13
Kurzportrait Energy Brainpool............................................................................................................................. 14
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 11. EINLEITUNG Bei der Sonnenfinsternis am 20. März werden von 9:30—12:00 Uhr1 im deutschlandweiten Mit- tel bis zu 73 Prozent der Sonne durch den Mond bedeckt sein. Dieses Naturereignis hat — bei sonnigem Wetter — einen immensen Effekt auf die von Photovoltaikanlagen (gegenwärtige in- stallierte Erzeugungsleistung von 38,3 GW nach BSW 2015) ins Stromnetz eingespeiste elektri- sche Leistung. Dieser Effekt wird in Abbildung 1 beschrieben: Bei sonnigem Wetter reduziert sich der Viertelstundenmittelwert2 der gesamtdeutschen Photovoltaikproduktion um 11 GW und nach dem Durchlaufen des maximalen Abdeckungsgrades steigt sie bis zur Mittagsspitze wieder um 18 GW an. Die Güte der Wetterprognose wird bis zum 20. März noch zunehmen — bei be- wölktem Himmel ist der beschriebene Effekt deutlich geringer. In der vorliegenden Kurzstudie sollen jedoch die energiewirtschaftlich „interessanteren“ extremen Auswirkungen für den Fall analysiert werden, dass der 20. März ein sonniger Tag ist. Die Analyse erfolgt in drei Schritten: Auswirkungen auf den Spotmarkt, Auswirkungen auf den Regelleistungsmärkten und daraus resultierende Auswirkungen auf die Volkswirtschaft. 1 Die genauen Uhrzeiten und der Bedeckungsgrad sind standortabhängig, in Berlin beginnt die Sonnen- finsternis um 9:38 Uhr, der maximale Bedeckungsgrad von 74 Prozent wird um 10:48 Uhr erreicht, um 11:58 endet die Sonnenfinsternis. 2 Für den Handel mit Strom ist der Viertelstundenmittelwert abrechnungsrelevant, denn sowohl beim Vertrieb von erzeugtem als auch von verbrauchtem Strom müssen Unternehmen für ihren Bilanzkreis immer nur für jede Viertelstunde nachweisen, dass ein- und ausgespeiste Mengen im Gleichgewicht ste- hen. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 2
2. SPOTMARKT Für den kurzfristigen Handel mit Photovoltaikstrom sind zwei Zeitskalen relevant: die stündliche und die viertstündliche Betrachtung. Am 19. März — bei Kenntnis der (relativ genauen) Vor- tageswetterprognose — findet die Vermarktung des Photovoltaikstroms am Day-Ahead-Markt statt. Dabei wird der stündliche Mittelwert der erwarteten Photovoltaik-Einspeisung gehandelt. Bei einer perfekten Wetterprognose ist dies für Gesamtdeutschland die blaue Linie in Abbildung 1. Untertägig, bis zu 45 Minuten vor Beginn einer jeweiligen Viertelstunde am 20. März, können Differenzmengen am Intraday-Markt gehandelt werden, diese Mittelwerte sind durch die graue Linie in Abbildung 1 dargestellt. Abweichungen zwischen Stromverbrauch und –erzeugung, die unterhalb der Viertelstunden- Zeitskala auftreten, werden durch die Übertragungsnetzbetreiber als Systemdienstleistung mit- tels Regelleistung ausgeglichen. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 3
30
25
20
18 GW/(1 ½ h)
PV-Last in GW
15
-11 GW/h
10
5
0
Realer Verlauf Viertelstundenmittelwert Stundenmittelwert
Abbildung 1: Verlauf der deutschlandweiten PV-Einspeisung im Falle eines sonnigen 20. März mit den
zugehörigen stündlichen (relevant für die vortägige börsliche Stromvermarktung) und viertelstündlichen
(relevant für die untertägige börsliche Vermarktung) Mittelwerten dieser Einspeisung3
2.1. DAY-AHEAD
Im Day-Ahead-Markt wirkt sich die Einspeisung aus erneuerbaren Energien preissenkend in den
einzelnen Stundenauktionen aus. Je stärker die Solareinspeisung, desto geringer ist der markt-
räumende Preis, der sich in der entsprechenden Auktion einstellt. In Abbildung 2 wird dies an-
hand der blauen Linie deutlich, welche unter Annahme sonnigen Wetters zur Tagesmitte hin
abfällt.
3
Datenquelle: Weniger et al. (2014): Einfluss der Sonnenfinsternis im März 2015 auf die Solarstromerzeugung
in Deutschland. S. 34
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 470 100
Stromnachfrage bzw. -produktion in GW
Preisspitze in 90
60 Rampenstunde
80
Strompreis in EUR/MWh
50 70
40 60
50
30 40
Solardelle
20 abgeschwächt 30
20
10
10
0 0
Strompreis ohne Sonnenfinsternis Strompreis mit Sonnenfinsternis
Stromnachfrage (rechte Achse) Solareinspeisung (rechte Achse)
Abbildung 2: Strompreisverlauf der Day-Ahead-Auktion in EUR/MWh am 20. März 2015 in einem Szenario
ohne Sonnenfinsternis im Vergleich zu einem Szenario mit Sonnenfinsternis
Wird die Solareinspeisung durch die Sonnenfinsternis in den Stunden 9 bis 12 vermindert, wie
die hier nochmals in grün dargestellte Kurve zeigt, steigt der Strompreis in den entsprechenden
Stunden deutlich an, wie der roten Kurve zu entnehmen ist. Einerseits ist dies der nun nicht mit
in die Auktion eingehenden Mengen an Solarerzeugung geschuldet. Andererseits müssen die
fehlenden Mengen aus Kraftwerken zur Verfügung gestellt werden, die in der Lage sind, schnell
auf die sich ändernde Solareinspeisung zu reagieren. Da günstige Technologien wie Braunkohle
und Kernkraft in der Regel nicht geeignet sind, ihre Produktion schnell und kurzfristig zu erhö-
hen, kommen in diesen Stunden zusätzlich Gas- und Ölkraftwerke zum Einsatz, außerdem steigt
der Import aus dem Ausland. Beide Effekte zusammen sorgen für eine Preisspitze in Stunde 10
(09.00 – 10.00 Uhr) von rund 53 EUR/MWh.
Fundamental sind die Effekte der Sonnenfinsternis bei Annahme eines sonnigen Tages mit einer
durchschnittlichen Preiserhöhung in den betrachteten Stunden von rund 10 EUR/MWh somit
durchaus spürbar. Schiene die Sonne an diesem Tag nicht, würden sich jedoch auch durchaus
höhere durchschnittliche Marktpreise einstellen, sodass die Preissteigerung aufgrund eines
kurzen Ausbleibens der Solareinspeisung keine ungewöhnliche Marktsituation darstellt.
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 52.2. INTRADAY
Bei der Vermarktung von Photovoltaikstrom wird im typischen Anwendungsfall der stündliche
Mittelwert der erwarteten Leistung vortägig vermarktet und lediglich Differenzmengen werden
am Intraday-Markt untertägig ausgeglichen. In Abbildung 3 sind die erwarteten Differenzmen-
gen für einen sonnigen Tag dargestellt. Differenzmengen entstehen grundsätzlich einerseits
durch kurzfristige Prognoseveränderungen die Photovoltaikstrommengen betreffend, anderer-
seits aber auch strukturell durch die Charakteristik der Photovoltaikleistung innerhalb einer
Stunde: Vermarkter von Photovoltaikstrom vermarkten am Vortag mit dem Stundenmittelwert z.
B. morgens bei kontinuierlich steigender Einspeiseleistung in jeweils den ersten beiden Viertel-
stunden mehr Strom, als die Anlagen tatsächlich einspeisen und in den letzten beiden weniger.
Sie sind jedoch verpflichtet, ihre Bilanz viertelstündlich auszugleichen und tun dies in der Regel
am Intraday-Markt.
6 PV-Vermarkter
Residuale PV-Last aus Stunden-
und Viertelstundenmittel in GW
müssen große
4
Mengen abstoßen
2
0
-2
PV-Vermarkter
-4 müssen große
-6 Mengen
zukaufen
-8
Abbildung 3: Differenz der stündlichen und viertelstündlichen Mittelwerte der deutschlandweiten PV-
Einspeisung als Indikator für die am Intraday-Markt (untertägig) auszugleichende Strommenge (≙ Diffe-
renz aus grauer und blauer Linie in Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.)
Ein ähnlicher Effekt wird bei sonnigem Wetter am 20. März die Charakteristik der Intraday-
Preise prägen: In der Viertelstunde von 11:00—11:15 Uhr ist nach Abbildung 3 die Differenz
zwischen stündlichen und viertelstündlichen Mittelwerten -6,58 GW.
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 6Das bedeutet, dass Vermarkter von Photovoltaikstrom in dieser Zeit insgesamt 1,64 GWh Strom beschaffen müssen — mehrheitlich am Intraday-Markt4. Bei einem durchschnittlichen EPEX- Intraday-Handelsvolumen5 von 0,86 GWh je Viertelstunde im Februar 2015 (Handelsgebiet Deutschland/Österreich, EPEX 2015) stellt dies eine gewaltige Marktbewegung dar, potenziell können hierdurch folglich sehr hohe Preisspitzen auftreten. In der Viertelstunde von 11:45— 12:00 Uhr hingegen beträgt die Differenz +5,31 GW. Das führt dazu, dass Vermarkter von Photo- voltaikstrom 1,33 GWh Strom verkaufen wollen, hier werden sehr niedrige bis hin zu stark nega- tive Preise auftreten. Die Preisgrenzen im Intraday-Markt liegen derzeit bei -9.999 und +9.999 €/MWh und werden in der Regel nur sehr selten erreicht. Profiteur in einer solchen Situ- ation sind flexible Kraftwerke wie zum Beispiel ein Pumpspeicherkraftwerk: von 11:00—11:30 Uhr kann es im Turbinenbetrieb Strom zu sehr hohen Preisen Strom verkaufen, um von 11:30— 12:00 Uhr im Pumpbetrieb den Wasserspeicher wieder sehr günstig aufzufüllen oder bei negati- ven Preisen mit dem Stromverbrauch der Pumpe gar Geld zu verdienen. Während sich im Day-Ahead-Markt durch die Sonnenfinsternis das Strompreisniveau verschiebt, ergeben sich im Intraday-Markt Veränderungen in der Preisvolatilität und den gehandelten Vo- lumina. Auf das durchschnittliche Strompreisniveau selbst können jedoch bei einer fiktiven Ge- genüberstellung von Preisen mit und ohne Sonnenfinsternis keine strukturellen Unterschiede ausgemacht werden. Über die Auswirkungen von Änderungen der Einspeiseprognosen nach der Day-Ahead-Auktion, auch bezüglich der Windeinspeisung während der Sonnenfinsternis, können keine Aussagen abgeleitet werden. 4 Die größten Vermarkter von Photovoltaikstrom sind die Übertragungsnetzbetreiber selbst, die die Pho- tovoltaikmengen der festvergüteten EEG-Anlagen schon allein aus regulatorischen Gründen am Spot- markt vertreiben. 5 Da jede MWh Strom mehrfach gehandelt wird, steht hinter dem Handelsvolumen ein entsprechend klei- nerer physischer Bedarf. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 7
3. REGELLEISTUNGSMÄRKTE
Im Regelleistungsmarkt werden Differenzen von Einspeisung und Erzeugung kurzfristig ausge-
glichen, insbesondere diejenigen, die in Zeitskalen von unter 15 Minuten auftreten. Die drei
Teilmärkte des Regelleistungsmarktes sind Primärregelleistung (PRL), Sekundärregelleistung
(SRL) und Minutenreserveleistung (MRL). Die ersten beiden werden durch die Übertragungs-
netzbetreiber wöchentlich ausgeschrieben (Mo-So). Für die Woche der Sonnenfinsternis vom 16.
bis 22. März haben die Ausschreibungen deutliche Preissteigerungen ergeben. Abbildung 4 und
Abbildung 5 zeigen die Ausschreibungsergebnisse sortiert nach Leistungspreisen im Vergleich
zu den Ergebnissen der beiden Vorwochen. Die nicht dargestellten Arbeitspreise und die Leis-
tungspreise für negative Sekundärregelleistung zeigen einen ähnlichen Verlauf mit höheren
Preisen am rechten Rand der Grafiken.
6.000
Leistungspreis in EUR/MW
5.500
5.000 02. bis 08. März
4.500
09. bis 15. März
4.000
3.500
674 MW bezuschlagt
3.000
0 200 400 600 800
Primärregelleistung in MW
Abbildung 4: Ergebnis der Ausschreibung von Primärregelleistung für die Woche der Sonnenfinsternis (16.
bis 22. März) und die beiden vorherigen Wochen zum Vergleich sowie der bezuschlag-
ten/ausgeschriebenen Menge6
Am 16. März veröffentlichten die Übertragungsnetzbetreiber eine Mitteilung, nach der bei Fort-
bestehen der sonnigen Wetterprognose für den 20. März weitere Mengen in der SRL (einmalig
im Zeitraum 8 bis 14 Uhr) und MRL ausgeschrieben werden. Die genaue Ausschreibungsmenge
wird mit Eröffnung der Auktion der jeweiligen Produkte bekannt gegeben.7 So können die Über-
6
Datenquelle: 50Hertz et al. (2015a): Ausschreibungsübersicht [online] www.regelleistung.net
[13.03.2015]
7
Datenquelle: Website der ÜNB www.regelleistung.net [16.03.2015]
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 8tragungsnetzbetreiber bei Kenntnis der Photovoltaikeinspeiseprognose eine adäquate Menge
Regelleistung ausschreiben.
Da sowohl am Regelleistungsmarkt als auch am Intraday-Markt die Flexibilität von Kraftwerken
vergütet wird, stehen Kraftwerke zum Zeitpunkt der Ausschreibung von Primär- und Sekundär-
regelleistung vor der Entscheidung, in welchem Markt sie ihre Flexibilität (alternativ) anbieten
wollen. Ein hoher Leistungspreis im Regelleistungsmarkt deutet folglich darauf hin, dass flexib-
le Anbieter im Intraday-Markt durch eine hohe Preisvolatilität hohe Einnahmen erwarten. Dies
bestätigt auch obige Ergebnisse der Analyse des Preiseffekts der Sonnenfinsternis auf den
Intraday-Markt. Freilich unterliegen die von Marktteilnehmern erwarteten Mehreinnahmen im
Intraday-Markt dem Risiko eines wolkenverhangenen Tages.
1.200
Leistungspreis in EUR/MW
1.000
800 02. bis 08. März
600
09. bis 15. März
400
200
0
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500
Positive Sekundärregelleistung in MW
Abbildung 5: Ergebnis der Ausschreibung von Sekundärregelleistung für die Woche der Sonnenfinsternis
(16. bis 22. März) und die beiden vorherigen Wochen zum Vergleich sowie der bezuschlag-
ten/ausgeschriebenen Menge8
8
Datenquelle: 50Hertz et al. (2015a): Ausschreibungsübersicht [online] www.regelleistung.net
[13.03.2015]
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 94. AUSWIRKUNGEN AUF DIE VOLKSWIRTSCHAFT
Neben den bisherigen Betrachtungen soll zusätzlich abgeschätzt werden, welche Mehrkosten
volkswirtschaftlich durch die Sonnenfinsternis anfallen und ob diese verringert werden können,
wenn ein Teil der Solaranlagen am 20. März nicht in den Markt miteingeht.
Die Mehrkosten, die durch die Sonnenfinsternis anfallen, wurden grob in 3 Kategorien unter-
teilt.
Einerseits steigen aufgrund der geringeren Solarmengen wie oben dargestellt die
Strompreise am Großhandelsmarkt und führen damit zu einer Erhöhung des Tages-Base
um rund 1,40 EUR/MWh.
Weiterhin sind die Regelleistungspreise der SRL und PRL deutlich über dem Niveau der
Vorwochen und spiegeln damit die Risiken und ggf. Strategien der Anbieter wider, die
durch die Sonnenfinsternis verursacht werden. Die Übertragungsnetzbetreiber haben
zudem mitgeteilt, bei sonnigem Wetter zusätzliche MRL auszuschreiben. Die für diese
Mengen anfallenden Leistungspreise gehen zusätzlich in die Kostenbetrachtung ein.
Im Falle einer Abschaltung besteht für die Anlagenbetreiber der Solaranlagen ein
Vergütungsanspruch für den potenziell erzeugten Strom. Die Kosten im EEG-
Fördersystem fallen damit an, ohne dass dem eine Leistung in Form einer
Stromlieferung gegenübersteht.
Der Vorteil einer Abschaltung von PV-Anlagen besteht in der Reduzierung eventueller Risiken,
die sich aus den starken Rampen bei Verdunkelung bzw. bei Wiedererscheinen der Sonne erge-
ben. Diese Risiken umfassen im schlimmsten Fall einen partiellen Systemausfall, jedoch auch
das Risiko sehr hoher und volatiler Marktpreise sowie hoher Kosten aus dem Abruf von Regel-
leistung, welche sich in den Ausgleichsenergiepreisen widerspiegeln.
Es wurde angenommen, dass nicht alle PV-Anlagen vom Netz genommen werden können, son-
dern nur jene, die fernsteuerbar sind. Dies betrifft 16,25 % der installierten Leistung der PV-
Anlagen in Deutschland.9 Diese Anlagen werden, um Rampen beim Anschalten auch in späteren
Stunden zu vermeiden, ganztägig abgeschaltet. Fernsteuerbare Anlagen sind PV-Anlagen in der
9
Von 38,33 MWp sind 6,24 MWp in der Direktvermarktung, damit fernsteuerbar: BSW (2015) und 50Hertz
et al. (2015b).
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 10Direktvermarktung, welche im Durchschnitt eine Vergütung in Höhe von 244 EUR/MWh erhal- ten.10 In Abbildung 6 sind die Mehrkosten, die in den einzelnen Kategorien anfallen, dargestellt. Am Großhandelsmarkt sind die Preise aufgrund der fehlenden Solarmengen höher als ohne die Sonnenfinsternis. Bei Abschalten weiterer Solarmengen steigt der Großhandelspreis zusätzlich leicht an. Kosten für Regelleistung sind im Falle einer PV-Abschaltung leicht geringer, da von einem geringeren Mehrbedarf an MRL und geringeren Risikoaufschlägen in den Leistungsprei- sen der PRL und SRL ausgegangen werden kann. Stark ins Gewicht fallen die Kosten für eine Vergütung von Strom aus PV-Anlagen, der jedoch nicht produziert wird. Diese sorgen für die deutliche Bevorzugung einer Nicht-Abschaltung von fernsteuerbaren Anlagen. 10 Datenquelle: 50Hertz et al. (2014): Prognose der EEG-Umlage [online] www.netztransparenz.de [16.03.2015] [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 11
12
Mehrkosten am 20.März in Millionen Euro 9,94
10 0,46
8
6 6,42
4 3,37
0,56
2
2,81 3,06
0
Nicht abschalten Abschalten
Mehrkosten Markt Mehrkosten EEG-Vergütung
Mehrkosten Regelleistung
Abbildung 6: Vergleich der Mehrkosten, die durch die Sonnenfinsternis anfallen; Szenario Betrieb aller
Solaranlagen gegen Szenario mit Teilabschaltung.
Je nach Bewertung der Risiken, die sich aus der Sonnenfinsternis bezüglich der Systemstabilität
ergeben, und der Risikoreduzierung durch die Abschaltung eines Teils der PV-Anlagen, kann
jedoch auch zu einem anderen Ergebnis gelangt werden.
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 12QUELLENVERZEICHNIS 50Hertz Transmission, Amprion, TransnetBW und Tennet TSO (2014): Prognose der EEG-Umlage 2015 nach AusglMechV – Prognosekonzept und Berechnung der Übertragungsnetzbetreiber, [online] http://www.netztransparenz.de/de/file/20141015-Veroeffentlichung-EEG-Umlage-2015.pdf [16.03.2015]. 50Hertz Transmission, Amprion, TransnetBW und Tennet TSO (2015a): Ausschreibungsübersicht [online] https://www.regelleistung.net/ip/action/ausschreibung/public [13.03.2015]. 50Hertz Transmission, Amprion, TransnetBW und Tennet TSO (2015b): Informationen zur Direkt- vermarktung nach §20 Abs. 1 EEG2014, [online] https://www.netztransparenz.de/de/file/Informationen_zur_Direktvermarktung_nach_Paragraph2 0_Abs._1_EEG_2014_201503.pdf [13.03.2015]. Amprion (2015): Sonnenfinsternis am 20. März stellt elektrisches System in Europa vor große Her- ausforderung, Pressemitteilung [online] http://www.amprion.net/pressemitteilung-192 [13.03.2015]. TennetTSO (2015): Sonnenfinsternis am 20. März: Große Herausforderung für die Stabilität des Stromnetzes und die Versorgungssicherheit, Pressemitteilung [online] http://www.tennet.eu/de/ueber-tennet/strom/systemstabilitaet/sonnenfinsternis.html [13.03.2015]. Weniger, Johannes, Joseph Bergner, Tjarko Taden und Volker Quaschning (2014): Einfluss der Sonnenfinsternis im März 2015 auf die Solarstromerzeugung in Deutschland [online] http://pvspeicher.htw-berlin.de/wp-content/uploads/2014/10/HTW-Berlin-Studie-Einfluss-der- Sonnenfinsternis-im-M%C3%A4rz-2015-auf-die-Solarstromerzeugung-in-Deutschland.pdf [13.03.2015]. BSW (2015): Entwicklung des deutschen PV-Marktes, Stand 28.2.2015, [online] http://www.solarwirtschaft.de/fileadmin/media/pdf/BNetzA-Daten_Jan_2015_kurz.pdf [13.03.2015]. EPEX (2015): PRESS RELEASE: Power Trading Results of February 2015 [online] http://www.epexspot.com/de/presse/press-archive [16.03.2015] [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 13
KURZPORTRAIT ENERGY BRAINPOOL
Energy Brainpool ist der unabhängige Marktspezialist für die Energiebranche mit Fokus auf den
Strom- und Energiehandel in Europa. Unsere Expertise umfasst die Analyse, Prognose und Mo-
dellierung der Energiemärkte und -preise, wissenschaftliche und praxisnahe Studien, individuel-
le Beratungsangebote sowie Training und Experten-Schulungen für die Energiebranche.
Seit mehr als zehn Jahren verbinden wir Wissen und Kompetenz mit Praxiserfahrung im Bereich
der regelbaren und fluktuierenden Energien.
UNSERE PHILOSOPHIE
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märkte bilden die Grundlage für die Lösung Ihrer Herausforderungen. Als kompetenter Partner
vereinen wir Dienstleistungen für alle Themen des Strom- und Energiehandels aus einer Hand.
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leistungen sind individuell auf Ihre Bedürfnisse abgestimmt und unterstützen Sie bei der
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Erlössteigerung und Reduzierung von Risiken sowie bei
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INDIVIDUELLE PRODUKTE UND DIENSTLEISTUNGEN
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am Markt etabliert.
Im Bereich der Analyse bieten wir mit unserem fundamentalen Energiemarktmodell Power2Sim
langfristige Strompreisprognosen und -szenarien bis 2050. Unsere Spotpreisprognose dient zur
Kurzfristprognose des Spotmarkts für die Kraftwerkseinsatzplanung. Stetige Marktbeobachtung
sowie wirtschaftliches und politisches Know-how helfen uns, unsere Analysemodelle zu opti-
mieren und dabei stets aktuelle Trends abzubilden.
Als Marktspezialisten liefern wir strategische und operative Beratung mit klarem Fokus auf die
Energiebranche. Unsere Stärken liegen in Themen der Markttransformation mit steigendem
[Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 14Ausbau der erneuerbaren Energien und der individuellen Entwicklung Ihres optimalen Handels-, Beschaffungs- und Risikomanagements. Mit unserer langjährigen Fach- und Methodenkompe- tenz begleiten wir Sie sicher beim Wandel des Energiemarktes. Eine unabhängige Herange- hensweise bildet dabei die Grundlage für unser Arbeiten, denn so können wir die für Sie besten Lösungen finden, um sich langfristig am Markt zu etablieren. Als Experten der Energiebranche geben wir unser Wissen durch Trainings- und Schulungsange- bote an Sie weiter. Mit individuell abgestimmten Seminaren, Trainings, praxisnahen Planspielen und Veranstaltungen unterstützen wir das Management, Experten, Neu- und Quereinsteiger der Branche. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 15
IMPRESSUM Autoren: Marie-Louise Heddrich Fabian Huneke Herausgeber: Energy Brainpool GmbH & Co. KG Brandenburgische Straße 86/87 10713 Berlin www.energybrainpool.com kontakt@energybrainpool.com Tel.: +49 (30) 76 76 54 - 10 Fax: +49 (30) 76 76 54 - 20 März 2015 © Energy Brainpool GmbH & Co. KG, Berlin Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung au- ßerhalb der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne die Zustimmung des Herausgebers unzulässig und strafbar. Das gilt vor allem für Vervielfältigungen in irgendeiner Form (Fotoko- pie, Mikrokopie oder ein anderes Verfahren), Übersetzung und die Einspeicherung und Verarbei- tung in elektronischen Systemen. Für die Richtigkeit und Vollständigkeit der Inhalte findet eine Haftung ohne Rücksicht auf die Rechtsnatur des Anspruchs nicht statt. Sämtliche Entscheidungen, die auf Grund der bereitge- stellten Informationen durch den Leser getroffen werden, fallen in seinen Verantwortungsbe- reich. [Auswirkungen der Sonnenfinsternis am 20.März 2015 auf die Energiemärkte in Deutschland] 16
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