Wirtschaftliche Aspekte der Marktprämie aus Erzeuger- / Beratersicht

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1 Wirtschaftliche Aspekte der Marktprämie aus Erzeuger- / Beratersicht Dipl.-Ing. agr. Torsten Müller Treurat und Partner Unternehmensberatungsgesellschaft mbh Lüneburg,

2 Agenda 1. Über uns 2. Grundsätzliches zum Marktprämienmodell 1. Bestandsaufnahme 2. Beispiel Biogas 3. Flexibilitätsprämie 3. Wirtschaftliche Aspekte am Beispiel Biogas 1. Mögliche Strategien 2. Mögliche Risiken Seite 1

3 Wir beraten und unterstützen Unternehmen bei allgemeinen betriebswirtschaftlichen Fragestellungen Rentabilitäts- und Liquiditätsberechnungen im Rahmen der Investitions- und Finanzierungsplanung der Beantragung öffentlicher Fördermittel und Finanzierungen der Optimierung der Produktion (Spezialberatung Biogas und Landwirtschaft) Projektierung und Begleitung von Investitionsmaßnahmen im Bereich erneuerbare Energien (Wind, Biogas, Solar) Erstellung von Bewertungs- und Sanierungsgutachten (gem. IDW-Standard) Coaching in der Betriebsführung von landwirtschaftlichen bzw. gewerblichen Unternehmen und Biogasanlagen Seite 2

4 Marktprämienmodell Bestandsaufnahme Leistung der Direktvermarktung (in MW) 2012 Marktprämienmodell Grünstromprivileg sonstige Direktvermarktung Summe Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Summe % 5% 1% 100% Grünstromprivileg und sonstige Direktvermarktung spielen untergeordnete Rolle. Marktprämienmodell mit intensivster Nutzung. Jedoch große Unterschiede zwischen den Energieträgern. * Quelle: Informationsplattform der Deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Stand: Seite 3

5 Marktprämienmodell Bestandsaufnahme Leistung im Marktprämienmodell (in MW) 2012 Gase Wasserkraft Biomasse Geothermie Wind Onshore Windkraft stellt Löwenanteil beim Marktprämienmodell. Wind Offshore Im Bereich der regelbaren erneuerbaren Energien hat bislang nur die Biomasse einen nennenswerten Anteil. PV Summe Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Summe % 0% 6% 0% 88% 1% 3% 100% Seite 4

6 Marktprämienmodell Beispiel Biogas 21,00 5,70 Zahlung durch den Netzbetreiber Marktmehrerlös EEG- Marktprämie Einspeisevergütung Mgt.-prämie Börsenpreis Referenzmarktwert EEG DV MP = EV RW (mit RW = 5,7 0,3) MP = 21,0 5,4 = 15,6 ct / kwh Managementprämie ( 33 ff) soll Prognoserisiken und -kosten ausgleichen! Wind/PV 2012: 1,2 ct/kwh 2015: 0,35 ct/kwh Biogas ,3 ct/kwh 2015: 0,225 ct/kwh Marktmehrerlös soll durch Management von Vermarktungsrisiken (Wind/PV) bzw. durch Änderung des Einspeiseverhaltens erzielt werden (Biogas). Flexibilitätsprämie Seite 5

7 Marktprämienmodell Flexibilitätsprämie Biogas Höhe der Flexibilitätsprämie in Abhängigkeit von der Leistungssteigerung sowie der vorherigen Anlagenleistung Flexibilitätsprämie Ergänzend zur Marktprämie (nur Biogas). Steigerung der inst. Leistung 20% 40% 60% 80% 100% Flexibilitätsprämie Ct/kWh Ct/kWh Ct/kWh Ct/kWh Ct/kWh Anlagenleistung 0,15 0,30 0,74 1,04 1,34 alt = P Bem /a /a /a /a /a 190 kw kw kw kw kw Für max. 10 Jahre Baukostenzuschuss von derzeit etwa 130 pro kw bereitgestellter Regelkapazität. Prämie soll die Anlage fit für die bedarfsgerechte Stromproduktion machen (Gasspeicher, BHKW, Regeleinrichtungen) kw Seite 6

8 Marktprämienmodell Flexibilitätsprämie Biogas Welche Investitionssumme wird durch die Flexibilitätsprämie gedeckt? EUR mögl. Investitionsvolumen aus Flexprämie KW 800 KW 500 KW 400 KW 250 KW 190 KW 20% 40% 60% 80% 100% Steigerung der inst. Leistung Seite 7

9 Marktprämienmodell Flexibilitätsprämie Biogas Gestellte Anforderungen an die Anlagen bzw. Anlagenbetreiber (u. a.): Gasdicht abgedecktes Endlager sowie zusätzliche Gasverbrauchseinrichtung (z. B. Fackel). Nachweis über erforderliche Gasspeicherkapazitäten (Teillastbetrieb, Stillstandszeiten). Nachweis der flexiblen Fahrweise (Fahren einer dreitägigen fahrplangestützen Lastkurve). Nachweis über die 100 %ige Direktvermarktung des Stroms, die Durchleitung durch ein öffentliches Netz, Einspeisezusage und Trafo des Netzbetreibers für die höhere erbrachte Leistung. Nachweis der viertelstündlichen Messung und Bilanzierung der Ist-Einspeisung. Behördliche Genehmigung für gesamte installierte Leistung. Nachweis über die Verfügbarkeit einer fernsteuerbaren Leistungsregelung. Seite 8

10 Marktprämienmodell Bereitstellung von Regelenergie Im Regelenergiemarkt gibt es drei Regelenergiearten Lastmanagement (+) 1. Primärregelung 2. Sekundärregelung (in 5 min Leistung liefern) 3. Minutenreserve (in 15 min Leistung liefern) Regelenergiemarkt ist gesetzliche geregelt, da die 50 Hz Frequenz für das Stromnetz zwingend eingehalten werden muss! Minutenreserve (+) Sekundärreserve (+) Primärreserve (+) Primärreserve (-) Sekundärreserve (-) Minutenreserve (-) Zeit Ausschreibung der Kapazitäten durch ÜNB! Lastmanagement EEG (Erzmannschaltung) (-) Quelle: e2m Seite 9

11 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien der Direktvermarktung Mögliche Strategien der DV am Beispiel einer 500 kw Biogasanlage Prämien techn. Voraussetzungen Marktmehrerlöse Teilnahme Direktvermarktung ohne Änderung der Fahrweise Marktprämie Managementprämie keine? Bereitstellung von negativer Regelleistung Marktprämie Managementprämie Schnittstelle zu virtuellem Kraftwerk, evtl. zusätzlicher Gasspeicher? aktive Teilnahme Regelenergie Marktptämie Managementprämie Flexprämie Schnittstelle zu virtuellem Kraftwerk, Schaffung zus. Erzeugungskapazität, evtl. zusätzlicher Gasspeicher? zusätzlich HT/NT Fahrweise s. o. s. o., häufig zusätzlicher Gasspeicher notwendig? Seite 10

12 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage) Passive Strategie (ohne Regelung) durchschnittliche EEG-Vergütung 19,71 Ct / kwh Nur rel. geringer Anreiz zur Teilnahme am Marktprämienmodell. Ø Börsenpreis Managementprämie (2012) 5,00 Ct / kwh 0,30 Ct / kwh Marktmehrerlöse sind nur geringfügig vorhanden. Marktprämie Markterlös z. B. Kosten Marktteilnahme (z. B.) Stromerlös Direktvermarktung 15,01 Ct / kwh 5,00 Ct / kwh -0,15 Ct / kwh 19,86 Ct / kwh Einsteigermodell zur Teilnahme an der Direktvermarktung (Zwischenziel). Mehrerlös durch Direktvermarktung Grenz-Markterlös 0,15 Ct / kwh / a 4,85 Ct / kwh EEG-Vergütung zzgl. Mehrerlös wird meist vertraglich garantiert. Seite 11

13 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage) Bereitstellung negativer Regelenergie (passiv) Leistungspreis ist Marktpreis! Ansatz Leistungspreis HT (-) / MW Ansatz Leistungspreis NT (-) / MW Produktionsverschiebung -40 % "negative" Flexibilität -200 kw Bereitstellungsentgelt (Leistungspreis) / a Vermarktungskosten (z. B. 35 %) / a Entwicklung des Leistungspreises abhängig von Angebot und Nachfrage. Weitere (geringfügige) Erlöse durch den Arbeitspreis möglich. Mehrerlös durch SR (nur Leistungspreis) / a 0,22 Ct / kwh Erweitertes Einsteigermodell ohne hohen Investitionensbedarf. Seite 12

14 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage) Mögliche Flexibilisierung der Anlage BHKW (z. B. Motortausch) Erweiterung Gasspeicher 0 Regel-SPS Trafovergrößerung Gesamtinvest Technische Vorbereitung der Anlage zur Bereitstellung von Regelenergie Überkapazität BHKW wird geschaffen. Abschreibung Zinsansatz (5 %) Kosten Flexibilisierung / a / a / a Ausreichender Gasspeicher muss vorhanden sein. installierte Leistung 845 kw Bemessungsleistung 500 kw Zusatzleistung nach Anlage 5 EEG 295 kw Flexibilitätsprämie Flexibilitätsprämie im vorliegenden Beispiel nicht ausreichend zur Deckung der Investitionskosten. vorläufiger Saldo Flexibilisierung Seite 13

15 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage) Bereitstellung von Regelenergie (aktiv) Ansatz Negativ / MW Ansatz Positiv / MW Produktionsverschiebung 25 % Flexibilität 211 kw Leistungspreise sind Marktpreise! Häufigkeit der Regelung kann über Arbeitspreis gesteuert werden. Ansatz Flexibilität Negativ Ansatz Flexibilität Positiv Ergebnis Negativzeiten Ergebnis Positivzeiten Vermarktungskosten (z. B. 35 %) 211 kw 166 kw / a / a / a Zusätzliche Erlöse durch Arbeitspreis (je nach Strategie). Mehrerlös durch aktive SR (nur Leistungspreis) / a 0,45 Ct / kwh Seite 14

16 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage) HT/NT Jahr BASE 3,799 6,576 3,885 4,449 5,281 Peak 5,616 8,807 5,115 5,502 6,235 Spread 1,817 2,231 1,23 1,053 0,954 Verschiebung der Produktion Richtung Tag. Spread derzeit mit abnehmender Tendenz! kwh elektrisch im HT-Bereich kwh el / a Produktionsverschiebung +/- 40 % bezahlte kwh kwh el Mögliche Wärmekonzepte beachten. Preisdifferenz im HT-Bereich Vermarktungskosten (z. B. 35 %) 1,00 Ct / kwh -0,35 Ct / kwh Mehrerlös / a 0,10 Ct / kwh Seite 15

17 Marktprämienmodell Biogas Strompreis Intraday * Quelle: EEX Seite 16

18 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage) Zusammenfassung Wirtschaftlichkeit Direktvermarktung (Beispiel für eine 500 kw-anlage) passive DV neg. SRL aktive SRL zus. HT/NT Mehrerlös DV (2012) zus. neg. Sekundärreserve SRL Leistungspreis SRL-Arbeitspreis (30 %) Vorteil HT/NT Mehrerlös Kosten Flexibilisierung Flexprämie vorl. Gewinnsteigerung Achtung: Wirtschaftlichkeit muss für jede Anlage individuell ermittelt werden (keine pauschalen Aussagen möglich)!!! Seite 17

19 Mögliche Leistungssteigerung durch BHKW-Tausch (Beispielanlage) "Altanlage" Leistung 500 kw Auslastung 95 % Vollaststunden h / a Stromproduktion kwh / a Vergütung 19,71 Ct / kwh Umsatz Strom / a Zusätzlicher Deckungsbeitrag aus Leistungssteigerung Umsatzsteigerung variable Kosten: Wartung BHKW Eigenstrom Substratkosten / a 1,20 Ct / kwh 0,96 Ct / kwh 7,88 Ct / kwh 10,04 Ct / kwh Direktvermarktung (Flexibilisierung) Leistung 550 kw Stromproduktion kwh / a Vergütung 18,95 Ct / kwh var. Kosten Zusatzstrom DB aus höherer Leistung / a / a Umsatz Strom / a Seite 18

20 Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage) Zusammenfassung Wirtschaftlichkeit Direktvermarktung inkl. Leistungssteigerung auf 550 kw passive DV neg. SRL aktive SRL zus. HT/NT Mehrerlös DV (2012) zus. neg. Sekundärreserve SRL Leistungspreis SRL-Arbeitspreis (30 %) Vorteil HT/NT Mehrerlös Kosten Flexibilisierung Flexprämie DB aus höherer Leistung vorl. Gewinnsteigerung Achtung: Wirtschaftlichkeit muss für jede Anlage individuell ermittelt werden (keine pauschalen Aussagen möglich)!!! Seite 19

21 Marktprämienmodell Biogas Betriebswirtschaftliche Risiken Beginn Vermarkt. Anmeldung beim VNB Ende Vermarkt. März April Ausfall Mai Juni Zahlungsausfall Händler Preisrisiko Preisrisiko Quelle: e2m Am konkreten Beispiel (500 kw Biogas): 3 Monate x kwh x 5,0 Ct / kwh = Wie schützt sich der Direktvermarkter vor diesem Risiko? Sicherheiten hinterfragen Garantien für 3 Monate über rd. 30 % der Umsätze Gespräch mit der finanzierenden Bank führen Informationen über Vertragspartner einholen (Handelserfahrung) Vertragsmuster einsehen und prüfen lassen Vertragliche Bindungsfrist beachten Seite 20

22 Fazit Direktvermarktung ist ein für die Zukunft zunehmend wichtiges Modell. Je früher ich mich als Anlagenbetreiber damit befasse, desto besser. Häufig wird zunächst eine passive Beteiligung an der Direktvermarktung der Einstieg sein. Die gänzlich aktive Beteiligung ist unter den möglichen Risiken sowie den notwendigen Investitionen abzuwägen (für jede Anlage individuell zu betrachten)! Deutliche Marktmehrerlöse sind nur bei einer bedarfsgerechten Stromproduktion zu erwarten (Flexibilisierung der Produktion). Die Anlagenbetreiber bewegen sich dann ein Stück weit am Markt mit den damit verbundenen Chancen und Risiken. Seite 21

23 Vielen Dank für Ihr Interesse! Treurat und Partner Unternehmensberatungsgesellschaft mbh Platzhalter für Foto Ansprechpartner Stadtkoppel Lüneburg Fon: Fax: Seite 22

24 Marktprämienmodell Einleitung Direktvermarktung: Was bedeutet das? Die Direktvermarktung ist im EEG geregelt und die Betreiber von EEG-Anlagen können zwischen EEG-Vergütungsanspruch und Direktvermarktung wählen. In der Direktvermarktung können Zusatzerlöse zur EEG-Vergütung generiert werden. Die Betreiber können monatlich wechseln. Der 20-jährige Vergütungsanspruch wird davon nicht berührt! EEG-Vergütung Direktvermarktung Marktprämie Feste Einspeisevergütung Grünstromprivileg Sonstige Direktvermarktung 16 ff. EEG 33b Nr. 1, 33g EEG 33b Nr. 2, 39 EEG 33b Nr. 3 EEG Seite 23

25 Marktprämienmodell Beispiel Biogas Flexibilitätsprämie nur für Biogas eingeführt. Direktvermarktung Bedarfsgerechte Stromerzeugung soll unterstützt werden. Marktprämie Kapazitätskomponente Börsenstrompreis Managementprämie Flexibilitätsprämie Nur in Kombination mit Direktvermarktung des Stroms. Seite 24

26 Marktprämienmodell Bereitstellung von Regelenergie Regelenergie ist eine Dienstleistung für das Stromnetz, um die Netzfrequenz von 50 Hz durch Bereitstellen und Abnehmen von elektrischer Leistung konstant zu halten. Übertragungsnetzbetreiber stabilisieren das Stromnetz auf 50 Hz 50 Hz Quelle: GDGE + Positive Regelenergie: Erzeugung < Verbrauch - Negative Regelenergie: Erzeugung > Verbrauch Seite 25

27 Marktprämienmodell Biogas Betriebswirtschaftliche Risiken Anteilige Erlöse aus der Direktvermarktung (Biogas) Wer zahlt was? Händler: Markterlöse und Marktmehrerlöse (ca. 25 %) Netzbetreiber: Marktprämie, Managementprämie, Flexprämie (ca. 75 %) Markterlöse Managementprämie Marktprämie Flexprämie Marktmehrerlös Seite 26

28 Marktprämienmodell Biogas Verträge Direktvermarktung: Worauf ist zu achten? Vertragslaufzeit (automatische Verlängerung, Kündigungsfrist) Laufzeit der Bürgschaft Konditionen Managementprämie: Anteil oder Festpreis Einmalige Zahlungen: Poolgebühren, Genossenschaftsanteile, etc. Kosten für Installation Option Regelenergie (Minuten- o. Sekundärreserve) Option bedarfsgerechte Erzeugung Seite 27

29 Textseiten Ein Informationsfeld Worin unterscheiden sich die Händler in ihren Angeboten? Schwerpunkt negative / positive Regelenergie Erfahrungswerte zumeist in der Grünstromvermarktung Hardware und Installation werden vom Betreiber oder vom Händler getragen (Eigentumsübergang nach Ende der Vertragslaufzeit) Preisgarantie Managementprämie wird zw. Betreiber und Händler aufgeteilt oder direkt weitergereicht Leistungspreis aufgeteilt / weitergereicht Seite 28

30 Marktprämienmodell Hintergrund Atomausstieg und der weitere Ausbau der EE von derzeit 20 % (120 TWh) auf rd. 50 % bis zum Jahr 2030 erfordert aufgrund der Dezentralisierung der Energieerzeugung neue Strukturen in der Stromvermarktung. Konkurrenzdruck auf Energieversorger wächst aufgrund der Liberalisierung der Strommärkte. Stromhändler und Vertriebsorganisationen aus dem Mittelstand bieten Dienstleistungen im Rahmen der Direktvermarktung an. Seite 29