Risikopolitik szenarien: wie energieversorger unsicherheiten umgehen

Die Energiemärkte gelten als notorisch volatil – angetrieben von geopolitischen Umbrüchen, sich wandelnden regulatorischen Rahmenbedingungen und der beschleunigten Energiewende. In diesem komplexen Umfeld dienen Szenarien im Risikomanagement als essenzielle Werkzeuge für Energieunternehmen, um fundierte Entscheidungen zu treffen. Diese Simulationen helfen dabei, sich auf mögliche Preisspitzen vorzubereiten, Investitionsrisiken zu bewerten und Einkaufs- sowie Verkaufsstrategien zu optimieren. 

Warum szenarien im risikomanagement einsetzen? 

Simulationen ermöglichen Risikomanagern Einblicke in das zukünftige Marktverhalten unter verschiedenen Bedingungen. Durch die Modellierung plausibler Zukunftsszenarien können Unternehmen: 

• Verträge frühzeitig absichern, um sich gegen Preisschwankungen abzusichern 

• Auswirkungen von politischen Veränderungen oder Versorgungsengpässen vor Großinvestitionen abschätzen 

• Flexible Strategien entwickeln – sowohl für optimistische als auch für pessimistische Marktentwicklungen 

Strommarktsimulationen: modellierungsansätze 

Ein weit verbreitetes Tool in Europa ist Power2Sim, das den Strommarkt bis 2060 stündlich modelliert. Es berücksichtigt: 

• Datenquellen wie Eurostat, ENTSO-E, europäische Energiereports 

• Wetterprofile (z. B. 2009) zur Ermittlung von Erneuerbaren-Einspeiseprofilen 

• Dynamik der Sektorenkopplung (Elektrolyseure, Wärmepumpen, E-Mobilität) in allen Szenarien 

• Stand-alone Batteriespeichersysteme 

Für die nordischen Länder ist das EMPS-Modell - entwickelt von SINTEF Energy Research - der Goldstandard für Wasserkraft dominierte Stromsysteme mit einem hohen Anteil fluktuierender Erzeugung. Es ermöglicht detaillierte, langfristige stochastische Simulationen der Produktion und des Spotpreisverhaltens in den nordischen Ländern. Neue Flexibilitätsquellen wie Batteriespeicher und flexible Power-to-X-Nachfrage sind ebenfalls Bestandteil des Modells. 

Risikoszenarien in energiemarktsimulationen 

Das europäische Fundamentaldatenmodell und Strompreisszenarien 

Unsere europäischen Strompreisszenarien basieren auf unserem eigenen hausintern Fundamentaldatenmodell Power2Sim. Power2Sim ist ein auf dem Merit-Order-Prinzip basierendes Modell, das stündliche Strompreise bis zum Jahr 2060 simuliert. Angebot und Nachfrage werden für jede Stunde berechnet, wobei der Preis durch die Grenzkosten des teuersten noch benötigten Kraftwerks bestimmt wird. Die folgenden Faktoren werden daher im Fundamentaldatenmodell berücksichtigt und abgebildet: 

• Thermische kraftwerke (Gas, Kohle, Kernenergie) >20 MW, werden mithilfe unseres eigenen Kraftwerksverzeichnisses modelliert. Dabei werden auch Annahmen zu Anfahrkosten und Must-Run-Kapazitäten getroffen. 

• CO₂- und rohstoffpreise, die die Grenzkosten der thermischen Kraftwerke beeinflussen, werden ebenfalls berücksichtigt. Kurzfristig werden hierfür die Preise aus den Terminmärkten herangezogen, langfristig verwenden wir die Preisannahmen aus dem World Energy Outlook. 

• Erneuerbare energien basieren auf skalierten historischen Wetterdaten (2009), wobei länderspezifische Einspeiseprofile für Solarenergie, Wind Onshore und Wind Offshore verwendet werden. 

• Laufwasserkraftwerke werden mit monatlichen Profilen modelliert und führen damit zu einer monatlichen Grundlasterzeugung. Die Stromerzeugung aus Speicherkraftwerken wird mithilfe eines „Reservoir-Betriebskosten“-Modells abgebildet. 

• Die grenzüberschreitenden übertragungskapazitäten, also die Importe und Exporte von Strom zwischen Ländern, werden ebenfalls analysiert. Dieser iterative Prozess gleicht die Preise so lange an, bis entweder die Preise übereinstimmen oder die Übertragungskapazitäten  erschöpft sind. 

• Auf der Nachfrageseite wird zwischen inflexibler und flexibler Nachfrage unterschieden. Für die flexible Nachfrage werden Elektrolyseure, Wärmepumpen und Elektromobilität modelliert. Als weitere Flexibilitätsoption werden auch Stand-alone Batteriespeicheranlagen abgebildet, die am Day-Ahead-Markt aktiv sind. 

Das Ergebnis ist eine Simulation der stündlichen Strompreise bis zum Jahr 2060. In unseren drei europäischen Strompreisszenarien (Central, Tension, GoHydrogen) gehen wir davon aus, wie sich die Einflussfaktoren (z. B. Ausbau erneuerbarer Kapazitäten oder Rohstoffpreise) gemäß der jeweiligen Storyline entwickeln. 

1. Central szenario 

Das Central Szenario geht von einer stetigen, zielgerichteten Energiewende aus, die mit nationalen und europäischen Zielen übereinstimmt. Wesentliche Merkmale: 

• Ausbau erneuerbarer Energien und steigende Nachfrage 

• LNG-Weltmarktpreise bestimmen die Erdgaspreise 

• Allmählicher Ersatz von fossilem Gas durch grünen Wasserstoff 

• Hohe EUA-Preise, beeinflusst durch das Szenario „Announced Pledges“ des World Energy Outlook (WEO) 2024 

• Ein dezentralisiertes Energiesystem mit steigender flexibler Stromnachfrage 

2. Tensions szenario 

Im Tensions-Szenario stößt die Energiewende auf anhaltende Umsetzungsprobleme. Wichtige Einflussfaktoren: 

• Hohe Gaspreise durch LNG-Konkurrenz mit Asien infolge geopolitischer Spannungen 

• Politische Unsicherheiten in der Gasversorgung 

• Verzögerter EE-Ausbau aufgrund verschobener Projekte durch staatliche Ausschreibungen und fehlendes Investitionskapital 

• Starker Anstieg beim CO₂-Preis, basierend auf dem WEO-Szenario „Net Zero by 2050“ 

3. GoHydrogen szenario 

Dieses Szenario sieht vor, dass die EU bis 2050 Klimaneutralität erreicht und grüner Wasserstoff als zentraler Energieträger dient. Es ist gekennzeichnet durch: 

• Deutliche Elektrifizierung des Verkehrssektors und Ausbau von Elektrolyseuren 

• Schneller Ausbau der erneuerbaren Kapazitäten zur Deckung des steigenden Strombedarfs 

• Ausstieg aus fossilem Gas zwischen 2030–2040 und Ersatz durch Wasserstoff 

• Hohe und anhaltende CO₂-Preise zur Unterstützung der Dekarbonisierung, basierend auf dem WEO-Szenario „Net Zero by 2050“ 

4. Sensitivitätsszenario: delayed EEG 

Basiert auf dem Central Szenario, aber mit schwächerer Unterstützung für erneuerbare Energien in Deutschland. Dieses Szenario geht von Folgendem aus: 

• Langsamerer Ausbau der EE als im deutschen „Erneuerbare-Energien-Gesetz“ vorgesehen 

• Längerfristige Abhängigkeit von thermischer Stromerzeugung 

• Der Ausbau erneuerbarer Energien holt das Zielniveau bis 2050 des Central Szenarios auf 

• Keine Änderungen der Annahmen für andere europäische Länder 

Das nordische szenario 

Der „Long-Term Power Outlook“ ist der Flaggschiffbericht von Montel SysPower für den nordischen Markt. Er konzentriert sich auf die besonderen Merkmale der Strommärkte in Norwegen, Schweden, Finnland und Dänemark – Regionen, in denen Wasserkraft eine dominierende Rolle in der Stromerzeugung spielt. Die drei baltischen Staaten Estland, Lettland und Litauen, die am Nordpool-Markt teilnehmen, sind ebenfalls im Modell enthalten. 

Dieses Szenario wurde entwickelt, um die Komplexität eines wasserbasierten Stromsystems, dessen Zusammenspiel mit erneuerbaren Quellen wie Wind und Biomasse sowie dessen sich wandelnde Beziehung zum europäischen Energiemarkt abzubilden. Der Bericht bietet eine umfassende Analyse der Entwicklungen am Strommarkt und dient als zentrale Grundlage für langfristige Modellierungen. 

Alle Daten – Inputfaktoren, Outputs und Modellergebnisse – sind über die webbasierte SYSPOWER-Plattform zugänglich, die auch Datenexport unterstützt. 

Hydrologische dynamik: speicherfüllstände und unsicherheiten bei den zuflüssen 

Ein zentrales Merkmal des nordischen Energiesystems ist die Nutzung speicherbasierter Wasserkraft (Reservoir), die eine hohe Speicherflexibilität ermöglicht. Das Szenario berücksichtigt historische und prognostizierte Muster für den Zufluss, welche durch den Klimawandel, saisonale Schneeschmelze und Niederschlagsentwicklungen beeinflusst werden. Die Variabilität der Zuflüsse birgt sowohl Risiken als auch Chancen: Wasserreiche Jahre führen zu Überschusserzeugung und niedrigeren Preisen, trockene Jahre können die Versorgung belasten und zu höherer Volatilität führen. 

Eine präzise Vorhersage der Wasserzuflüsse ist entscheidend für die Preisbildung und Produktionsplanung – insbesondere in Norwegen und Schweden, die über den Großteil der Speicherkapazitäten verfügen. Das Szenario berücksichtigt zudem jahresübergreifende Speicherstrategien, bei denen Wasser saison- oder jahresübergreifend gespeichert wird – abhängig von Preissignalen und Zukunftserwartungen. 

Integration erneuerbarer energien und systemflexibilität 

Zusätzlich zur Wasserkraft bauen die nordischen Länder ihre Windenergie-Kapazitäten schnell aus. Dieser Zuwachs erhöht die Variabilität im Erzeugungsmix und erfordert eine abgestimmte Strategie zur Bewältigung von Fluktuationen und Netzstabilität. Das nordische Szenario bewertet, wie die bestehenden flexiblen Wasserkapazitäten den Anstieg nicht-steuerbarer Erneuerbarer Energien ausgleichen kann, um Netzstabilität bei gleichzeitiger Dekarbonisierung zu gewährleisten. Wir ermitteln zudem die Variabilität der Wind Onshore-, Wind Offshore- und Solarproduktion. Das ist besonders wichtig für Hedging und Investitionsbewertungen. 

Grenzüberschreitende marktkopplung 

Ein wesentlicher Bestandteil des nordischen Szenarios ist der Fokus auf die Marktintegration mit Kontinentaleuropa. Norwegen, Schweden und Dänemark sind über zahlreiche HVDC Verbindungen (Hochspannungs-Gleichstromleitungen) bereits eng mit Deutschland, den Niederlanden und Großbritannien vernetzt. Diese Verbindungen ermöglichen es der nordischen Region, in Zeiten von Überschüssen emissionsarmen Strom zu exportieren und in Knappheitszeiten zu importieren, um zur Verbesserung der Energiesicherheit und der Preiskonvergenz zu sorgen. Das Szenario modelliert, wie Preissignale aus Zentraleuropa Exporte und Importe in der Nordics-Region beeinflussen – besonders in Zeiten hoher Nachfrage oder wenn es in zentral europäischen Märkten zu Unterbrechungen der Gasversorgung oder hohen Emissionspreisen kommt. 

Politikeinfluss und langfristplanung 

Das nordische Szenario berücksichtigt zudem nationale Energiepolitiken sowie die aktuellsten Pläne der nordischen Übertragungsnetzbetreiber. Diese politischen Ziele beeinflussen Investitionen in neue Kapazitäten (z. B. Offshore-Wind, Batteriespeicher) und beeinflussen die langfristige Netzmodernisierung sowie die Dekarbonisierungspfade. Darüber hinaus berücksichtigt das Szenario das Fit-for-55-Paket der EU und andere regionale Regelwerke, die den Emissionshandel, die Energiesteuern und die grenzüberschreitende Zusammenarbeit betreffen. 

Strategische implikationen 

Für Energieunternehmen und politische Entscheidungsträger bietet das nordische Szenario einen Rahmen für: 

• Vollständigen Überblick über politische, wirtschaftliche und energierelevante Entwicklungen des Jahres 

• Analyse neuer Technologien wie BESS, Elektrolyseure, SMRs 

• Bewertung der Preisentwicklungen in verschiedenen Szenarien 

• Jährliche und monatliche Capture Rates und Capture Prices für Wind Onshore/Wind Offshore und Solar je Preiszone 

• Prognose von Wasser- und erneuerbarer Energie Erzeugung unter unterschiedlichen klimatischen Bedingungen 

• Analyse der Zukunft des alternden Kernkraftwerksparks in den nordischen Ländern und Optionen zur Verlängerung inkl. SMR 

• Planung von erneuerbarer Energie Ausbau und Wirtschaftlichkeitsanalyse je Technologie (Wind Onshore, Wind Offshore, Solar) auf Basis von Capture Preisen 

• Aktuelle interne und externe Netzausbaupläne sowie deren Rolle beim Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage 

• Anpassung von Handelsstrategien an regionale und kontinentale Marktveränderungen 

• Bewertung des Flexibilitätsbedarfs durch BESS und grünen Wasserstoff in Form von PtX-Nachfrage und Wasserstoff Kraftwerken 

Dieses Szenario ist besonders wertvoll für Händler, Analysten, Entwickler und Infrastrukturplaner, die verstehen möchten, wie die nordischen Märkte als Modell für ein emissionsarmes, resilientes und vernetztes Energiesystem dienen können. 

Fazit 

Szenarienbasiertes Risikomanagement ermöglicht es Energieunternehmen, Resilienz in unsicheren Märkten aufzubauen. Ob bei der Vorbereitung auf geopolitische Spannungen oder der Planung einer wasserstoffbasierten Zukunft – diese Simulationen liefern die nötige Vorausschau, um wettbewerbsfähig, regelkonform und wirtschaftlich zu bleiben.