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4.3 Bedeutung von Prognosen für die Vermarktungserlöse

Beim Marktprämienmodell und bei der Vermarktung durch den ÜNB ist die zur Vermarktung verwendete Prognose der maßgebliche Einflussfaktor auf die Vermarktungserlöse. Bei den drei Mechanismen spielen dabei jeweils die gleichen Effekte eine Rolle. Am Spotmarkt hat die Vortagesprognose, auf deren Grundlage die Vermarktung durchgeführt wird, direkten Einfluss auf den Marktwert. Indirekt wirkt sich die Prognosequalität auf die Erlöse aus, da Prognosefehler im Intradayhandel und bei der Ausgleichsenergie zu hohen Kosten führen können.

Der durchschnittliche Marktwert von Windstrom am Spotmarkt relativ zum durchschnittlichen Marktpreis auf Grundlage verschiedener Vortagesprognosen für die deutschlandweite Erzeugung wird in Abb. 4.11 für die Monate Juli 2010 bis Juni 2011 dargestellt. Unterstellt wurde hierzu jeweils der Verkauf der gesamten deutschen Windstromerzeugung zu den historischen Marktpreisen auf Grundlage der Prognosen. Die monatlichen Durchschnittserlöse unterscheiden sich dabei deutlich. Auch im Jahresmittel gibt es Unterschiede. So weicht beispielsweise der Marktwert auf Grundlage von Prognose 2 mit 94,58 % signifikant von den beiden anderen Prognosen mit 93,59 % bzw. 93,61 % ab.

Die Hälfte der Differenz zwischen Prognose 2 und Prognose 1 bzw. Prognose 3 hängt mit Unterschieden im durchschnittlichen Einspeiseprofil zusammen. So ist bei Prognose 2 die prognostizierte Einspeisung um die Mittagszeit – und somit zu einer Hochpreisphase – im Vergleich zu den anderen Prognosen höher. Die andere

Abb. 4.11 Marktwert von Strom auf Basis verschiedener Prognosen (eigene Darstellung mit Daten der TransnetBW GmbH)

Hälfte der Differenz kann mit einem geringeren Einfluss von Prognose 2 auf den Spotmarktpreis erklärt werden. Prognose 2, die von einem ausländischen Unternehmen stammt, wird nicht in gleichem Umfang zur Vermarktung eingesetzt wie die beiden übrigen Prognosen, die von etablierten deutschen Unternehmen angeboten werden[1]. Durch die Wahl der zur Vermarktung verwendeten Prognose kann somit Einfluss auf die Höhe der Erlöse am Vortagesmarkt genommen werden. Dies gilt, wie für die Windstromvermarktung, grundsätzlich auch für die Vermarktung von Strom aus anderen EE. Auch die im Weiteren am Beispiel von Windstrom vorgestellten Zusammenhänge sind auf andere Arten von EE übertragbar.

Bei der Wahl einer Prognose sind für eine gesamthafte Betrachtung auch die Kosten, die durch den Ausgleich von Prognosefehlern am Intradaymarkt entstehen, von Bedeutung. Diese werden durch die Korrelation zwischen dem Transaktionsvolumen zum Ausgleich von Prognosedifferenzen und den Intradaypreisen verursacht. Als Kosten wird dabei das Produkt aus den zum Ausgleich gehandelten Mengen und der Preisdifferenz zwischen Spotmarkt und Intradaymarkt betrachtet[2]. Die durchschnittlichen Kosten für den Ausgleich von Prognosedifferenzen bei der Windstromvermarktung im Zeitraum von Mai 2010 bis April 2011 betrugen bei der TransnetBW pro MWh 8,05 €. In Abb. 4.12 ist der Zusammenhang zwischen den Kosten und dem Transaktionsvolumen dargestellt. Deutlich lässt sich erkennen, dass die Kosten mit zunehmender absoluter Größe des Prognosefehlers ansteigen. Es ergibt sich aufgrund des linearen Zusammenhangs zwischen Progno-

Abb. 4.12 Zusammenhang zwischen Prognosedifferenzen und Kosten (eigene Darstellung nach Graeber und Kleine 2013, Abb. 8)

sedifferenz und Preisspread ein quadratischer Zusammenhang zwischen Prognosedifferenz und Kosten.

Ebenso wie beim Spotmarkthandel gibt es Unterschiede bei den Kosten, je nachdem welches Prognosesystem verwendet wird. Eine Abschätzung dieser Kosten ist mit Hilfe der Differenz zwischen den drei Vortagesprognosen und der tatsächlichen Erzeugung multipliziert mit der Preisdifferenz zwischen dem veröffentlichten mittleren Intradaypreis und dem Spotmarktpreis möglich. Wiederum unterscheidet sich der Wert bei Prognose 3 mit 3,91 €/MWh deutlich von den Werten von Prognose 1 mit 5,15 €/MWh und Prognose 2 mit 5,72 €/MWh. Erklärbar ist die Differenz ebenfalls durch die unterschiedliche Nutzung der Prognosen bei der Vermarktung. Allerdings unterscheiden sich auch die Mengen, die zum Ausgleich notwendig sind. Prognose 3 verursacht hier einen deutlich höheren Wert als die beiden anderen Prognosen.

Da die Liquidität am Intradaymarkt oft gering ist und sich zudem mit abnehmendem Horizont vor der Lieferung verringert, können große Transaktionen kurz vor Handelsschluss sehr teuer werden. Es ist daher sinnvoll, die Prognosedifferenzen möglichst frühzeitig am Intradaymarkt auszugleichen. Wird für den Intradayhandel eine Prognose verwendet, die hinsichtlich des Prognosehorizonts stark schwankt, kann dies jedoch zu einem hohen Handelsvolumen führen, da dann für die gleiche Stunde zu unterschiedlichen Zeitpunkten Strom sowohl gekauft als auch verkauft werden muss. Verbunden mit der niedrigen Liquidität des Intradaymarktes kann dies zu hohen Transaktionskosten führen[3]. Für geringe Vermarktungskosten ist daher ein gleichförmiger Verlauf der Prognose hinsichtlich des Prognosehorizonts wünschenswert.

Nach dem Handelsschluss am Intradaymarkt ist kein weiterer aktiver Ausgleich von Prognosedifferenzen mehr möglich. Differenzen zwischen der nach dem Intradayhandel vermarkteten Menge und der tatsächlichen Erzeugung werden daher mit Ausgleichsenergie ausgeglichen. Da der Bedarf an Ausgleichsenergie zum Ausgleich dieser Differenzen Einfluss auf die Ausgleichsenergiepreise hat, entstehen hierbei ebenfalls Kosten. Auch wenn der Zusammenhang zwischen Prognosedifferenzen und Preisen bei der Ausgleichsenergie deutlich schwächer ist als im Intradaymarkt, steigen auch hier die Kosten pro MWh mit zunehmend großen Prognosedifferenzen. Es kann ebenfalls von einem quadratischen Zusammenhang ausgegangen werden. Zieht man die unterschiedlichen Steigungen der Regressionsgeraden heran, führt der Ausgleich von Prognosedifferenzen gleicher Höhe mit Ausgleichsenergie zu gut dreifachen Kosten wie auf dem Intradaymarkt. Auch die tatsächlichen Kosten im Zeitraum vom Mai 2010 bis April 2011 lagen bei der TransnetBW mit 15,39 € pro MWh deutlich höher als auf dem Intradaymarkt.

Bei der Wahl der zur Vermarktung eingesetzten Prognose sind, wie beschrieben, verschiedene Punkte zu beachten, um einen möglichst hohen Erlös zu erzielen. Die Prognosequalität hat aufgrund des starken Einflusses der zum Ausgleich von Differenzen benötigten Mengen auf den Preis am Intradaymarkt und den Ausgleichsenergiepreis eine sehr große Bedeutung. Wichtig ist hierbei sowohl eine geringe Abweichung gegenüber der tatsächlichen Erzeugung als auch geringe Abweichungen zwischen den einzelnen Prognosen mit unterschiedlichem Prognosehorizont. Daneben spielt auch eine Rolle, wie stark sich die verwendete Prognose von der anderer Marktteilnehmer unterscheidet. Die Entwicklung eines eigenen Verfahrens oder die individuelle Kombination bestehender Verfahren kann sich hierbei positiv auf die Vermarktungskosten auswirken.

  • [1] Quelle: Anbieter der Prognosesysteme
  • [2] Hierbei werden die Spotmarktpreise vereinfachend als exogene Größe angesehen.
  • [3] Vgl. zum Zusammenhang zwischen Liquidität und Transaktionskosten Weber (2010,S. 3156)
 
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