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Sonderausgabe 2024/25: Für eine Region voller Energie

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Die Wahl risikoadäquater Kapitalkosten ist Voraussetzung für eine Investitionsentscheidung im Interesse der Investoren. In der Energiewirtschaft wird die Ermittlung der Eigenkapitalkosten mit Hilfe des Capital Asset Pricing Models (CAPM) infolge fehlender Kapitalmarktdaten für Investitionen in regenerative Energien sowie durch die Existenz neuer Marktakteure mit eingeschränkter Risikostreuung allerdings mehr und mehr erschwert. Der vorliegende Beitrag beschreibt ein Forschungsvorhaben zur Entwicklung eines modellbasierten Ansatzes, der die veränderten Bedingungen durch den Wandel in der Energiewirtschaft aufgreifen und damit verbundene Problemfelder lösen soll.

Die kumulative Dissertationsschrift besteht aus zwei Teilen. Der erste Teil beleuchtet die Auswirkungen von erhöhten Mengen stromerzeugender erneuerbarer Energien auf den deutschen Strommarkt. In drei Papieren werden die Effekte von erneuerbaren Energien auf die Handelsbilanz, die Emissionsreduktionen und die Preisunsicherheit im Intraday-Markt in Deutschland mit Hilfe von Regressionsanalysen quantifiziert. Der zweite Teil adressiert die Kapazitätsberechnungen für internationalen Stromhandel im Rahmen von Flow-based Market Coupling. Diese Methodik löst sukzessive die bilateralen Handelskapazitäten ab und basiert ihre Kapazitätsbestimmung auf Netzberechnungen und einer Quantifizierung, wie sich Handel auf einzelne kritische Netzwerkelemente auswirkt. Dies ermöglicht im Durchschnitt höhere Handelskapazitäten, was zur Erreichung der deutschen und europäischen Ziele – hohe Versorgungssicherheit, bezahlbare Strompreise, bessere Integration von erneuerbaren Energien und schließlich die Dekarbonisierung der Stromsysteme – einen sehr wichtigen Beitrag leistet. In fünf Papieren werden einerseits statistische Ansätze für wichtige Prognoseparameter im Flow-based Market Coupling entwickelt, insbesondere Generation Shift Keys und die Prognose von konventionellem Kraftwerkseinsatz. Andererseits werden Optimierungsmodelle entwickelt, die den Prozess von Flow-based Market Coupling – Engpassprognose und Marktkopplung – komplett abbilden. Diese Schritte werden durch Engpassmanagement-Berechnungen ergänzt, um aktuelle Fragestellungen zu beantworten, wie z.B. die Wohlfahrtseffekte von Mindesthandelskapazitäten.:Summary Acknowledgments List of Figures Nomenclature and short definitions A Introductory background, research questions and conjunction of research articles A.1 Energy political goals and challenges of the European Union A.2 Fundamentals of electricity price formation, market coupling and congestion management A.2.1 The merit order: Formation of electricity prices in a country A.2.2 Market coupling: Enabling cross-border trade of electricity A.2.3 Congestion management: Averting the violation of physical grid constraints A.2.4 Trading capacities: Limiting cross-border exchange of electricity as a form of preventative congestion management A.2.5 Flow-based market coupling: Combining trading capacities, market coupling and congestion management A.3 Addressing the research questions A.3.1 Overview of articles as part of this cumulative dissertation A.3.2 Brief overview of used methods to address the research questions A.3.3 Relation and coherence of articles A.3.4 Main findings of articles A.3.5 Concluding remarks and further research References B Published and submitted articles B.1 Parsing the Effects of Wind and Solar Generation on the German Electricity Trade Surplus B.2 What caused 2019’s drop in German carbon emissions: Sustainable transition or short-term market developments? B.3 The effect of corrective short-term updates for wind energy forecasts on intraday electricity prices B.4 The impact of different strategies for generation shift keys (GSKs) on the flow-based market coupling domain: A model-based analysis of Central Western Europe B.5 Zone-wide prediction of generating unit-specific power outputs for electric grid congestion forecasts B.6 An Improved Statistical Approach to Generation Shift Keys: Lessons Learned from an Analysis of the Austrian Control Zone B.7 Do minimum trading capacities for the cross-zonal exchange of electricity lead to welfare losses? B.8 Toward a fundamental understanding flow-based market coupling for crossborder electricity trading

Das Institut für Wirtschaftspädagogik, der Wissenschaftliche Beirat für Energiewirtschaftliche Bildung an der Wirtschaftswissenschaftlichen Fakultät der Universität Leipzig und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) haben im Zeitraum von September 2010 bis Juni 2011 eine Untersuchung durchgeführt, in der (a) die veränderten beruflichen Anforderungen an kaufmännische Fachkräfte und Führungskräfte und (b) das aktuell und künftig notwendige Wissen und Können der kaufmännischen Hochschulabsolventen in den Mitgliedsunternehmen des BDEW erhoben wurden. Lag der Schwerpunkt der Publikation „Fit für die Energie- und Wasserwirtschaft: Wissen und Können von kaufmännischen Fach- und Führungskräften – Eine repräsentative Unternehmensbefragung\" auf den Ergebnissen der Fragebogenerhebung bei den Unternehmen, steht in diesem Bericht die Auswertung der Intensivinterviews im Mittelpunkt. Es geht vor allem um die folgenden Themengebiete: Risikomanagement, Ökologie und Nachhaltigkeit sowie überfachliche Fähigkeiten.

Die Reduzierung der Treibhausgasemissionen zur Begrenzung des globalen Klimawandels stellt eine der wesentlichen gesellschaftlichen Herausforderungen des 21. Jahrhunderts dar. Im Zuge der damit verbundenen Energiewende in Deutschland sind die Verteilnetze der elektrischen Energieversorgung durch die Verteilnetzbetreiber an die veränderten Last- und Einspeiseverhältnisse anzupassen. Ungeachtet dieser Veränderungen sind auch weiterhin die Versorgungszuverlässigkeit und Preisgünstigkeit der Energieversorgung sicherzustellen. Einen bedeutenden Einflussfaktor für die Verteilnetzbetreiber stellt die staatliche Regulierung dar, die durch die natürliche Monopolstellung der Verteilnetzbetreiber begründet ist. Neben den energiepolitischen Vorgaben an den Betrieb der Verteilnetze sind durch die Verteilnetzbetreiber außerdem die Ansprüche der Eigen- und Fremdkapitalgeber zu berücksichtigen. Aus diesen unterschiedlichen Anforderungen der internen und externen Anspruchsgruppen leiten sich verschiedene Ziele ab, deren Erreichung durch den Verteilnetzbetreiber angestrebt wird. Zwischen diesen Zielen können sowohl komplementäre als auch konkurrierende Zielbeziehungen vorliegen. Eine wesentliche Einflussmöglichkeit zur Erreichung dieser Ziele stellen die im Zuge der Netzerneuerung auszuwählenden Investitions- und Instandhaltungsmaßnahmen dar. Durch den Verteilnetzbetreiber ist im Rahmen des Planungsprozesses diejenige Investitions- und Instandhaltungsstrategie festzulegen, deren Umsetzung einen möglichst hohen Beitrag zur Erreichung der Unternehmensziele leistet. Zur Unterstützung der Entscheidung über die auszuwählende Investitions- und Instandhaltungsstrategie wird im Rahmen der vorliegenden Arbeit ein Modell zur Erneuerung von Verteilnetzen konzipiert. Durch Anwendung dieses Modells soll es Verteilnetzbetreibern ermöglicht werden, unter Berücksichtigung der Interessen der internen und externen Anspruchsgruppen die Investitions- und Instandhaltungsstrategie zu wählen, mit der die vorliegenden Unternehmensziele bestmöglich erreicht werden können.

This dissertation applies a variety of quantitative methods to European electricity market data to enable us to detect, understand, and eventually mitigate market imperfections. The empirical data indicate that market power and barriers to cross-border trade partially explain today’s market failures. Briefly, the five key findings of this dissertation are: First, we observe a decoupling between German electricity prices and fuel cost, even though British electricity prices are largely explained by short-run cost factors. Second, we demonstrate that rising prices of European Union emission allowances (EUA) have a greater impact on German wholesale electricity prices than falling EUA prices. Third, we reject the assumption of full integration of European wholesale electricity markets in 2002-2006; for several pairs of countries, the weaker hypothesis of (bilateral) convergence is accepted (i.e. efforts to develop a single European market for electricity have been only partially successful). Fourth, we observe that daily auction prices of scarce cross-border transmission capacities are insufficient to explain the persistence of international price differentials. Empirically, our findings confirm the insufficiency of explicit capacity auctions as stated in the theoretical literature. Fifth, we identify inefficiencies in the market behavior for the interconnector linking France and the United Kingdom (UK), for which several explanations, including market power, may be plausible.

Die Inhalte des DBFZ-Report Nr. 30 „Anlagenbestand Biogas und Biomethan – Biogaserzeugung und - nutzung in Deutschland“ wurden im Rahmen des Verbundvorhabens „Optionen für Biogas- Bestandsanlagen bis 2030 aus ökonomischer und energiewirtschaftlicher Sicht (FKZ 37EV 16 111 0)“ auf der Basis des AP 1 „Anlagenbestand Biogas und Biomethan“ durch DBFZ, dena und IWES erstellt. Das FuE-Vorhaben wurde vom Umweltbundesamt im Rahmen des EVUPLAN (FKZ: 37EV 16 111 0) ausgeschrieben und umfasst eine Projektlaufzeit von zwei Jahren (1/2017–2/2019). Im Projektverbund mit der Deutschen Energie-Agentur (dena), dem Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und der Kanzlei Becker Büttner Held Rechtsanwälte Wirtschaftsprüfer Steuerberater (BBH) untersucht das Deutsche Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH die Perspektiven von Biogas-Bestandsanlagen in Deutschland. Ziel des Vorhabens ist es, sinnvolle ökologische und ökonomische Anlagenkonzepte für den Anlagenbestand der Zukunft aufzuzeigen. In insgesamt vier Arbeitspaketen werden verschiedene Aspekte zur perspektivischen Weiterentwicklung von Bestandsanlagen erforscht und u.a. die Fragen untersucht, welche alternativen Anlagenkonzepte besonders wertvoll für das sich verändernde Energiesystem sind, für welche Bestandsanlagen die Umrüstung zu einem dieser Konzepte technisch möglich, ökonomisch tragbar und ökologisch sinnvoll ist und welche Hemmnisse bei der Umsetzung solcher alternativen Anlagenkonzepte bestehen.