Wirtschaftliche Risiken und Chancen der neuen Direktvermarktungsregeln

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1 Wirtschaftliche Risiken und Chancen der neuen Direktvermarktungsregeln Seminar zur EEG-Direktvermarktung Rödl & Partner Nürnberg, 1. Juli 2014

2 Seite 2 Agenda Kurzvorstellung der Clean Energy Sourcing AG Gängige Praxis der Direktvermarktung nach EEG 2012 Neue Anforderungen und Risiken der Direktvermarktung nach EEG 2014 Zukünftige Vermarktungsoptionen für Anlagenbetreiber

3 Seite 3 Clean Energy Sourcing Gruppe: Zahlen und Fakten Wir sind in Deutschland einer der führenden Grünstromlieferanten für Industrie- und Gewerbekunden und Direktvermarkter von Strom aus EEG-Anlagen Gegründet 2008 als 100%ige Tochter der Q-Cells SE, seit 2010 konzernunabhängig Über 4 TWh Stromabsatz an namhafte, verantwortungsvolle Industrie- und Gewerbekunden Über MW Wind, Solar, Wasserkraft und Bioenergie in der Direktvermarktung Regelenergieanbieter für Minutenreserve- und Sekundärregelleistung in allen Regelzonen Mehr als 50 Mitarbeiter an den Standorten Leipzig und Frankfurt Über 700 Millionen EUR Umsatz in 2013 Internationale Töchter für die Beschaffung von Grünstrom in Österreich und den Niederlanden

4 Seite 4 Drei Mega-Trends formen die europäische Energielandschaft und dienen CLENS als strategischer Kompass Ausbau Erneuerbarer Energien 20/20/20 -Ziele der Europäischen Union Zubau von über 30 Gigawatt Neuanlagen seit 2010 in Deutschland Förderinstrumente für Erneuerbare Energien in allen Ländern der EU Dezentrale Energieerzeugung Zubau fast ausschließlich im Segment <20 Megawatt Großteil der Neuanlagen nicht in Besitz von EVU Zubau steuerbarer Energieerzeugung fast ausschließlich im KWK-Sektor Steigende Volatilität Größter Zubau von Erneuerbaren Energien im Bereich Windkraft und PV Fluktuierende Erzeugung wird zentraler Einflussfaktor für Preisbildung Überschuss- und Knappheitssituationen werden zunehmen

5 Unser Angebot: Grünstromversorgung, Direktvermarktung, virtuelles Kraftwerk und energiewirtschaftliche Dienstleistungen Versorgung von Kunden mit Strom aus Erneuerbaren Energien Eigenes Kundenportfolio mit Fokus auf Industrie- und Gewerbekunden Portfoliomanagement für andere Versorger (lokale) Stromversorgung aus EEG-Anlagen durch den Anlagenbetreiber Stromversorger powered by CLENS Integrierte Ergänzungskonzepte für die Eigenversorgung Direktvermarktung, Regelenergie und bedarfsgerechte Stromerzeugung Vermarktung von Strom aus EEG- und KWK-Anlagen an den Strommärkten (u.a. Marktprämienmodell, Grünstromprivileg) Virtuelles Regelkraftwerk zum Angebot von Minuten- und Sekundärregelleistung Fahrplanbetrieb in Abhängigkeit von Strommarkt- und Regelenergiepreisen Abwicklung der Strom- und Regelenergievermarktung als Dienstleistung im Hintergrund Seite 5

7 Seite 7 Marktprämienmodell nach EEG 2012 Grundprinzip: Anlagenbetreiber verzichtet auf fixe Einspeisevergütung und vermarktet den EEG-Strom (i. d. R. über einen Dienstleister) direkt z. B. über die Strombörse Die dabei erzielbaren Verkaufserlöse sind regelmäßig geringer als der anlagenspezifische EEG-Einspeisevergütungssatz, die Differenz wird jedoch durch die Marktprämie ausgeglichen Marktprämie = EEG Vergütungssatz - durchschnittlicher Marktwert + Managementprämie Marktwert : Energieträgerspezifischer mengengewichteter Monatsdurchschnittspreis an der Strombörse (EPEX Spot) Managementprämie: Ausgleich für Handelsanbindung und Fahrplanerfüllung etc. Marktprämie EEG-Satz Managementprämie Differenz zwischen EEG-Satz und durchschnittlichem Marktwert durchschnittlicher Marktwert

8 Seite 8 Marktüblicher Ansatz für Direktvermarktung Wind+PV Der Direktvermarkter sichert dem Anlagenbetreiber zu, stets den jeweiligen Marktwert für jede erzeugte kwh zu zahlen. Der Direktvermarkter lässt sich über ein fixes Dienstleistungsentgelt ( /MWh) vergüten. Der VNB zahlt die Marktprämie (inkl. Managementprämie) an den Anlagenbetreiber. Ergebnis Anlagenbetreiber = EEG-Vergütung + Managementprämie - Dienstleistungsentgelt. Der Betreiber ist somit risikolos bessergestellt als im Rahmen der EEG-Vergütung. Der Direktvermarkter übernimmt Vermarktungsrisiken und -kosten und deckt diese über das Dienstleistungsentgelt ab. Wind- und PV-Strom wird in der Praxis nahezu ausschließlich über dieses oder leicht angepasste Modelle vermarktet. Grund: Wind/Sonne nicht beeinflussbar, lediglich Abschaltung der Anlagen ist denkbar. Diese lohnt aber erst bei stark negativen Preisen (negative Marktprämie) Sehr selten

9 Seite 9 Zusätzliche Vermarktungsoptionen für steuerbare Anlagen Im Gegensatz zu Wind/PV bestehen für steuerbare Analgen (Bioenergie, Gase, Wasser) weitere Möglichkeiten. Grundprinzip: Der Anlagenbetreiber profitiert wenn: Durchschnittlicher Direktvermarktungserlös > Monatsdurchschnittspreis (= Marktwert) Grund: Marktprämie wird stets auf Basis des Monatsdurchschnittspreises berechnet wird Um entsprechende Mehrerlöse erzielen zu können, sind i. d. R. Investitionen in Anlage nötig Im Biogasbereich werden diese über die sog. Flexprämie gefördert Außerdem: Anlagen in der Direktvermarktung dürfen Regelenergie anbieten (heute gängige Praxis).

11 Neue Anforderungen EEG 2014: Verpflichtende Direktvermarktung Verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen ab ab 2016: ab 500 kw ab 100 kw Veräußerungsformen für Strom aus EEG-Anlagen geförderte Direktvermarktung: Marktprämie sonstige Direktvermarktung: ohne Förderung Einspeisevergütung für kleine Anlagen: unterhalb der o.g. Schwellenwerte Einspeisevergütung in Ausnahmefällen: Ausfallvermarktung mit 20 % Abschlag Auswirkungen auf die Vermarktungspraxis: Marktprämie EEG-Satz* CLENS wird Vermarktung weiterhin so anbieten, wie auch schon nach EEG 2012: Dienstleistungsentgelt in /MWh vermarkteten Stroms + Marktwertgarantie. Auch bei anderen Direktvermarktern sind keine prinzipiellen Änderungen zu erwarten. Seite 11 Managementprämie Differenz zwischen EEG-Satz und durchschnittlichem Marktwert durchschnittlicher Marktwert * In EEG 2014: Anzulegender Wert

12 Seite 12 Neue Anforderungen EEG 2014: Fernsteuerbarkeit Fernsteuerbarkeit als Voraussetzung für die Marktprämie Für Neuanlagen ab 2. auf Inbetriebnahme folgenden Monat, ab auch für Bestandsanlagen Fernsteuerbarkeit bedeutet: Vorhaltung von technischen Einrichtungen für die Fernsteuerung Erteilung der Befugnis an den Direktvermarkter, jederzeit die Ist-Einspeisung der Anlage abzurufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert in einem Umfang zu reduzieren, der für eine bedarfsgerechte Einspeisung des Stroms erforderlich ist Bei Wechsel zu beachten: Zugriff des neuen Direktvermarkters muss gewährleistet sein. Nachrüstung für Bestandsanlagen aktuell meist mit Kosten um ca (kann variieren ) verbunden. Im Markt wird aktuell an kostengünstigeren Lösungen gearbeitet. Für Neuanlagen sind Kosten der Fernsteuerbarkeit in die Gesamtinvestition einzurechnen Dürfte für WEA kaum ins Gewicht fallen (Sinnhaftigkeit dennoch fraglich ) Für kleinere PV-Anlagen ab 100 kw sollten bis 2016 kostengünstigere Möglichkeiten bestehen

13 Seite 13 Potenzielle Risiken der Direktvermarktung nach EEG 2014 (1) Risiko steigende Dienstleistungsentgelte Hintergrund Aktueller Stand Einschätzung Es besteht Unsicherheit hinsichtlich der langfristigen Entwicklung der Dienstleistungsentgelte, die an die Direktvermarkter zu zahlen sind. Frage: Dienstleistungsentgelt nach Ende des 1. DV-Vertrages? Sollte es zu einer allgemeinen Preissteigerung im Markt kommen, kommt dies einer nachträglichen Vergütungskürzung gleich. Abschluss längerfristiger Direktvermarktungsverträge ist möglich (und auch im Sinne vieler Direktvermarkter), aber kaum über 20 Jahre Die marktüblichen Dienstleistungsentgelte sind seit Einführung der Marktprämie massiv gesunken. Eine Umkehr dieses Trends ist auch für 2015 nicht absehbar, eher im Gegenteil. Starker Preiswettbewerb unter den Direktvermarktern. Viele Marktteilnehmer sehen das aktuell niedrige Preisniveau als nicht nachhaltig an. Über Abschluss langfristiger Verträge mit etablierten Vermarktern können die Risiken für die ersten Betriebsjahre minimiert werden. Banken dürften zukünftig noch mehr Wert auf Erfahrung/Bonität etc. des Direktvermarkters legen. Das Niveau der Dienstleistungsentgelte könnte nach Ende des aktuellen Preiskampfes ansteigen. Aber: Etwaige Preissteigerungen dürften << 0,1 ct/kwh betragen.

14 Seite 14 Potenzielle Risiken der Direktvermarktung nach EEG 2014 (2) Risiko Wegfall Marktwertgarantie Hintergrund Aktueller Stand Einschätzung Derzeit sichern Direktvermarkter zu, stets den Marktwert (monatl. Durchschnittspreis) zu vergüten. Mit ausreichender Portfoliogröße möglich, sofern alle Betreiber entsprechend vergütet werden. Es gibt jedoch Anlagen, die (leicht) über oder unter Marktwert produzieren - evtl. auch regelmäßig. Z. B. Strom aus PV-Anlagen mit Ost-/Westausrichtung dürfte tendenziell > Marktwert PV. U.U. könnte Marktwertgarantie für schlechte Anlagen entfallen (oder höheres DL-Entgelt anfallen). CLENS unterscheidet Anlagen derzeit nicht nach (potenziellem) Marktwert. Auch von anderen Direktvermarktern ist ein entsprechendes Vorgehen bisher nicht bekannt. Selbst wenn bereits historische Erzeugungsdaten z. B. eines Windparks vorliegen, dürfte eine Abschätzung des zukünftigen Marktwertes schwierig sein. Für Neuanlagen wäre dies noch stärker der Fall. Für Anlagen mit verpflichtender DV wird es kein Problem darstellen, einen mehrjährigen Direktvermarktungsvertrag mit Marktwertgarantie abzuschließen. Langfristig kann ein gewisses Risiko für Anlagen mit schlechter Performance nicht gänzlich ausgeschlossen werden. Für Anlagen, die regelmäßig über Marktwert produzieren, besteht auch eine entsprechende Chance Unklar, ob sich prinzipielle Anreizwirkung praktisch auswirken wird (z. B. bei Standortwahl)

15 Seite 15 Marktwertdifferenzen am Beispiel Wind onshore vs. offshore Quelle:

16 Seite 16 Potenzielle Risiken der Direktvermarktung nach EEG 2014 (3) Risiko Wegfall Marktprämie bei negativen Preisen für > 6 h Hintergrund Aktueller Stand Einschätzung Neu im Regierungsentwurf vom : Der Anspruch auf Marktprämie entfällt, wenn Preise an der EPEX sechs Stunden in Folge negativ sind. Gilt für WEA > 3 MW und sonstige Anlagen > 500 kw mit IBN nach Über Direktvermarktungspflicht: Risiko, dass bei (zukünftig häufigerem) Auftreten Erlöse entgehen. Anlagenbegriff? Windparks? Gedrosselte 2,99-MW-WEA? Seit Einführung negativer Preise 2009 sind entsprechende Situationen nur sehr selten vorgekommen. Länger andauernde negative Preise sind fast ausschließlich in Sondersituationen aufgetreten (Weihnachten, Ostern etc.). In den letzten Jahren war kein eindeutiger Trend einer Häufung dieser Ereignisse erkennbar. Aktuell etwa 30 GW Wind in der DV, davon Großteil fernsteuerbar: Wirkt wie Preisuntergrenze auf Niveau neg. Marktprämie. Weiterer EE-Zubau spricht prinzipiell für Häufung neg. Preise. Neben fernsteuerbaren EE können sich aber auch weitere Faktoren/Marktteilnehmer preisstabilisierend auswirken Beispiele: Power2Heat, verstärkt strompreissorientierter Betrieb von Biogas- und anderen KWK- Anlagen, längerfristig ggf. Power2Gas und weitere Speicher. Schwer abschätzbares Risiko, da insbesondere die Nutzbarkeit der o. g. preisstabilisierenden Optionen stark von politischen Entscheidungen abhängt.

18 Seite 18 Zukünftige Vermarktungsoptionen: Überblick EEG 2014 beinhaltet zunächst keine Regelungen, die neue Vermarktungsoptionen eröffnen würden. Im Gegenteil: Abschaffung des Grünstromprivilegs! Ohne alternatives Modell ist keine EE-Stromlieferung aus inländischen EE-Anlagen mehr machbar; Ökostrom wird dann nahezu vollständig aus dem Ausland kommen Hoffnung: Verordnungsermächtigung für ein Grünstromvermarktungsmodell Allerdings können bereits heute praktizierte weiterführende Direktvermarktungsmodelle umgesetzt und weiterentwickelt werden. Einige Möglichkeiten im Überblick: Integration in Richtung Letztverbraucher (fluktuierende und stetige EE) Anlagenbetreiber mit eigenen Stromprodukten Lokalversorgungs- und Direktbelieferungsmodelle Regelenergievermarktung (aktuell nur stetige EE, zukünftig voraussichtlich auch Wind) Marktübergreifende (Termin-, Spot-, Intraday- und Regelenergiemärkte) Bewirtschaftung und Optimierung (stetige EE)

19 Seite 19 Zukünftige Vermarktungsoptionen: Lokalversorgungsmodelle (Lokale) Versorgung von Endkunden mit EE über das öffentliche Netz Unter Verwendung des Marktprämienmodells Grünstromeigenschaft entfällt, aber Vermarktung als Lokalstrom möglich Wirtschaftlichkeit ggf. über stromsteuerbefreite Lieferung ( 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG) Unter Verwendung der sonstigen Direktvermarktung (Grünstrom, vnnes + evtl. Stromsteuer) Lokale Versorgung von Endkunden mit EE durch Direktversorgung Lieferung über Direktleitung

20 Seite 20 Praxisbeispiel Arge Netz Strom Stromversorger powered by CLENS: White Label Stromprodukte für Anlagenbetreiber oder Stadtwerke Option Strommarke : CLENS ist Versorger Option Dienstleistung im Hintergrund : Anlagenbetreiber ist Versorger Grünstrommarktmodell würde Umsetzbarkeit deutlich erleichtern (bzw. Wirtschaftlichkeit verbessern) Beispiel: Arge Netz Strom Arge Netz ist ein Zusammenschluss von Betreibern von Windparks, Biogasanlagen und PV-Anlagen in Schleswig-Holstein Stromprodukt für Haushalts- und Kleingewerbekunden als eigene Strommarke 100 % Strom aus Erneuerbaren Energien 20 % ungeförderter Windstrom aus Deutschland (sonstige Direktvermarktung)

21 Exkurs Grünstrommarktmodell: Strom aus Erneuerbaren Energien in den Wettbewerb um Stromkunden integrieren Marktprämie basiert auf der Vermarktung am Spotmarkt der Strombörse Herkunftsnachweise gehen verloren -> keine Vermarktung als Grünstrom möglich Spotmarktpreise sind ungeeignet für Stromvertriebe, weil diese auf Termin einkaufen Grünstrommarktmodell: optionale Vermarktung von EE-Strom außerhalb des Umlagesystems Stromversorger, der Strom ohne weitere Förderung direkt von EEG-Anlagen kauft im gleichen Umfang 1 (2014: 40 % insgesamt und 29 % aus Wind und Sonne) und zu den gleichen Durchschnittskosten (2014: 16,98 ct/kwh), wie EEG-Strom in Deutschland insgesamt erzeugt wird, erhält Herkunftsnachweise für diesen Strom und muss für den gesamten Absatz keine EEG-Umlage zahlen, weil er die gleiche Last trägt, wie wenn er EEG-Umlage zahlen würde Auswirkungen: Integration von EE-Strom in den Wettbewerb um Stromkunden Stromversorger können Strom aus EEG-Anlagen als Grünstrom vermarkten Wettbewerb um den möglichst kostengünstigen Ausgleich der Fluktuation (z.b. durch Handel, Lastmanagement, flexiblen Anlagenbetrieb, Speicher) zwischen den Versorgern. Keine Belastung der EEG-Umlage, keine Grünstromlieferung auf Kosten der Umlagezahler. Seite 21 1 bezogen auf den umlagepflichtigen Letztverbrauch

22 Seite 22 Praxisbeispiel Asselner Windkraft Versorgung von Kunden in den Ortschaften in der Nachbarschaft des Windparks mit erneuerbarem Strom durch die Asselner Windkraft Zusage eines langfristig stabilen Strompreises (bezogen auf den Energiekostenanteil) Ausgezeichnet mit dem Deutschen Solarpreis 2011 (Verleihung am 5. November 2011) Im Internet unter

23 Seite 23 Praxisbeispiel Direktbelieferung Finke Formbau Versorgung des eigenen Industriebetriebs durch eine Windkraftanlage auf dem Werksgelände Nutzung der Direktbelieferung Zulieferung und Abnahme von Fehl- bzw. Überschussmengen durch CLENS zu transparenten und stabilen Preisen Anlage ohne EEG-Vergütungsanspruch (aber vergleichbar umsetzbar mit EEG-Anlagen) CLENS

24 Seite 24 Optionsprämie als neue Vermarktungsoption Aktuell erarbeitet CLENS eine Optionsprämie als neues Produkt für steuerbare Anlagen. Alternativ zur marktüblichen prozentualen Aufteilung der Zusatzerlöse aus Regelenergie und Fahrplanbetrieb erhält der Betreiber einen Fixbetrag ( /Jahr) für seine Erzeugungsflexibilität. Hierfür räumt der Betreiber CLENS die Möglichkeit ein, die Flexibilität kurzfristig und marktübergreifend (z. B. an den Day-ahead-, Intraday- und Regelenergiemärkten) zu nutzen. Im Rahmen dieser Nutzung werden technische und betrieblichen Restriktionen (z. B. Wärmeversorgung) berücksichtigt und deren vorrangige Einhaltung zugesichert. Die Höhe der Prämie hängt von der durch CLENS nutzbaren Flexibilität ab (z. B. Gasspeichervolumen etc.) Pilotprojekte willkommen!

25 Seite 25 Fazit Die Angebotsstruktur (Marktwertgarantie/Dienstleistungsentgelt) der Direktvermarkter wird sich durch das EEG 2014 nicht grundlegend ändern. Aufseiten der Anlagenbetreiber bzw. deren Banken Interesse nach längerfristigen Verträgen. CLENS* hat ebenfalls Interesse an entsprechenden Verträgen Die Verträge sind praktisch darstellbar (Sicherheiten etc.) Insbesondere längerfristig bringt die verpflichtende DV gewisse Risiken mit sich Nach Ansicht CLENS sind diese aber überschaubar. Banken dürften, ggf. auch aufgrund weiterer Änderungen (z. B. atmender Deckel für Wind) dennoch mit gewissen Risikoaufschläge (mehr EK?) kalkulieren. Für steuerbare EE bestehen (weiterhin) gute Möglichkeiten über optimierte Betriebs- und Vermarktungsstrategie Zusatzerlöse zu erzielen. Aber: Zubaustopp zu erwarten Auch für Wind/PV existieren verschiedene, ggf. interessante Modelle. Hier sind die Interessen und Rahmenbedingungen im Einzelfall zu prüfen. Grünstrommarktmodell (o. Ä.) würde Wirtschaftlichkeit vieler Modelle verbessern. * Und voraussichtlich auch die anderen Direktvermarkter

26 Kontaktdaten Marcel Kraft Poolmanager Virtuelles Kraftwerk Stephanstraße Frankfurt/Main Tel: +49 / 341 / Fax: +49 / 341 / marcel.kraft@clens.eu