E-World-Konferenz: Erzeugungsmanagement

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1 E-World-Konferenz: Erzeugungsmanagement Marktumfeld für die Erzeugung Armin Michels

2 Inhalt Die politischen Rahmenbedingungen für den Erzeugungsmarkt I Teil 1 I Die erneuerbaren Energien als wichtige Säule unseres Energiemixes I Teil 2 I Die konventionellen Kraftwerke unter wirtschaftlichem Druck I Teil 3 I Perspektiven für die konventionellen Kraftwerke I Teil 4 I 2

3 Kurzvorstellung geboren 1967 in Koblenz Dipl.-Ing. Armin Michels Studium der Elektrotechnik (Fachrichtung Elektrische Energietechnik) an der RWTH Aachen 1993 bis 1999 Softwareentwicklung und -projektierung im Bereich energiewirtschaftlicher Anwendungen bei ABB seit 2000 Berater, seit 2003 Gesellschafter, seit 2006 Teamleiter bei der BET GmbH Teamleiter Großkraftwerke und Speicher Beratungsschwerpunkte: Energie- und Erzeugungsmarkt Bewertung und Vermarktung von Kraftwerken und Pumpspeichern Gasspeicher Energiewirtschaftliche Grundsatzfragen Autor diverser Fachartikel 3

4 Inhalt Die politischen Rahmenbedingungen für den Erzeugungsmarkt I Teil 1 I Die erneuerbaren Energien als wichtige Säule unseres Energiemixes I Teil 2 I Die konventionellen Kraftwerke unter wirtschaftlichem Druck I Teil 3 I Perspektiven für die konventionellen Kraftwerke I Teil 4 I 4

5 Energiewende der politische und gesetzliche Rahmen Globale Ziele aus dem Klimaschutzpaket der EU bis zum Jahr 2020: 20 % Reduzierung THG-Emissionen 20 % Anteil der erneuerbaren Energien 20 % Energieeinsparung Nationale Programme, Konzepte und Gesetze in Deutschland: 2013/2014 Gesetzespaket Energiewende (2011): Novellierungen / Festlegungen: Erneuerbare Energien Schlüsselfrage Energieeffizienz Kernenergie und fossile Kraftwerke Leistungsfähige Netzinfrastruktur Strom + Integration Erneuerbarer Energien Änderung Atomgesetz NABeG Änderung Energieund Klimafonds Novellierung EnWG Novellierung EEG KWKG EnWG (Szenariorahmen / NEP, etc.) Redispatch- Festlegungen BK6 / BK8 Reservekraftwerksverordnung Koalitionsvertrag der Bundesregierung (Nov. 2013) Eckpunkte EEG- Novellierung (EEG 2.0) (Jan. 2014) 5

6 Die Ziele der Energiewende (Energiekonzept 2010, Koalitionsvertrag 2013) Reduzierung der Treibhausgasemissionen als übergeordnetes und akzeptiertes Ziel Steigerung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien Senkung der Stromnachfrage Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 Steigerung der Stromerzeugung aus KWK 6

7 Die wirtschaftlichen Auswirkungen der Energiewende Kernenergieausstieg Steigerung der Energieeffizienz Ausbau der erneuerbaren Energien Offshore onshore PV Umbau Kraftwerkspark / Flexibilisierung Erzeugung und Nachfrage Wer investiert? Senkung Stromnachfrage offshore Transport- Verteil- Smart Grid netze netze Grids EEG-Vermarktung Direktvermarktung Großhandelspreis Strom Ausbau der Netzinfrastruktur Netzentgelte, inkl. Regelleistung/Redispatch Offshore Haftungsumlage 19-Umlage Endkundenpreis Strom Entlastung des Großhandelspreises bei steigenden Endkundenpreisen, insbesondere für kleinere und mittlere Kunden 7

8 Der Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung beinhaltet einige Punkte mit Rückwirkungen auf den Erzeugungsmarkt Vorlage bis Ostern Gesetzlich festgelegter Ausbaukorridor für den Anteil erneuerbarer Energien % bis % bis 2030 Ausbaupfad Offshore-Wind 6,5 GW bis GW bis 2030 Reform des EEG Verabschiedung Sommer 2014 Entschärfung der Kostendynamik bei der EEG-Umlage durch Ausbaukorridor Abbau Überförderung Konzentration der besonderen Ausgleichsregelung auf stromintensive Unternehmen im internationalen Wettbewerb ausgewogene Regelung für eigenproduzierten Strom Jährliches Monitoring auf Zielerreichung, Netzausbau und Bezahlbarkeit Mechanismen zur Sicherung der Kapazitäten aus konventionellen Kraftwerken mittelfristig: Entwicklung eines Kapazitätsmechanismus Weiterentwicklung der Netzreserve Festhalten am KWK-Ziel: Anteil von 25 % bis

9 Inhalt Die politischen Rahmenbedingungen für den Erzeugungsmarkt I Teil 1 I Die erneuerbaren Energien als wichtige Säule unseres Energiemixes I Teil 2 I Die konventionellen Kraftwerke unter wirtschaftlichem Druck I Teil 3 I Perspektiven für die konventionellen Kraftwerke I Teil 4 I 9

10 Das EEG hat eine erhebliche Ausbaudynamik für die Erneuerbaren bewirkt! Quelle: BMU (Stand Februar 2013) 10

11 Der Ausbau der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung hat bisher alle Erwartungen übertroffen Insbesondere bei der Photovoltaik liegt der Ausbau weit oberhalb der ehemaligen Prognosen. Aber auch bei den Windkraftanlagen wurde die Prognose übertroffen. Quellen: BMU Leitszenario 2009 (Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland), Ist-Werte bis 2012: BMU (Erneuerbare Energien in Zahlen, Stand Juli 2013) Ist-Werte 2013: PV: Fraunhofer ISE (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, Januar 2014); Wind: Fraunhofer IWES (Presseinformation vom 12. Dezember 2013), für Biomasse und Wasser Werte aus

12 Die Kosten zur Förderung der EE und die EEG-Umlage sind stark angestiegen * Quelle: BDEW Energie Info: Erneuerbare Energien und das EEG, Januar 2013 Durch den weiteren Zubau steigen die Kosten zur Förderung der EE weiter an. Durch eine Ausweitung der besonderen Ausgleichsregelung steigt die EEG- Umlage überproportional. 12

13 Die Eckpunkte für ein neues EEG zielen auf eine Begrenzung der Kosten und eine Begrenzung der Mengen EEG 2012 Entwurf EEG 2.0 (2014) Tendenz Ausbaumenge Alle EE PV Bioenergie Wind onshore Wind offshore Wasser + Geothermie Bisher Ausbaupfad als Zielsetzung Zubaukorridor ( MW/a) mit atmendem Deckel Keine Beschränkungen Ausbau bundesweit Ziel bis 2020: 10 GW bis 2030: 25 GW Korridor für Anteil EE am Stromverbrauch 40-45% bis 2025 und 55-60% bis 2035 Zubau max MW/a Atmender Deckel zur Anpassung der Fördersätze Zubau max. 100 MW/a Starke Degression (überwiegende) Nutzung von Abfall- und Reststoffverwertung Zubau max MW/a Atmender Deckel zur Anpassung der Fördersätze Absenkung Ausbauziel bis 2020: 6,5 GW bis 2030: 15 GW Weiterführung der geltenden Regelung 13

14 Bei Realisierung der Ausbaupfade der einzelnen Technologien würde in Summe der Ausbaukorridor überschritten Ausbaupfade der Technologien: PV: 2500 MW/a Onshore-Wind: 2500 GW/a Offshore: 6,5 GW bis 2020 Biomasse: 100 MW/a Die Ausbaupfade je Technologie führen selbst bei konstanter Bruttostromnachfrage - in Summe zu einem höheren Anteil an EE als der festgelegte Ausbaukorridor. Bei Erreichung der Zielsetzung einer sinkenden Nachfrage erhöhen sich die Anteile noch weiter. 14

15 Weitere Eckpunkte zur EEG-Reform 2014 Verpflichtende Direktvermarktung: Gleitende Marktprämie für alle Neuanlagen ab 2015 (<500 KW) Wegfall der Managementprämie Ausschreibung von Kapazitäten: Pilotvorhaben mit 400 MW PV Ziel für Einführung: 2017 Belastung der Eigenstromerzeugung mit EEG-Umlage: Neuanlagen werden mit 90% der Umlage belastet (KWK Anlagen mit 70 %) Altanlagen zahlen die Differenz zur Umlage von 2013 (5,28 ct/kwh) Bagatellgrenze 10 KW / 10 MWh/a Keine Belastung von Kraftwerkseigenverbrauch Erhebliche negative Auswirkung auf industrielle KWK 15

16 Investitionen in erneuerbare Energien wurden in den letzten Jahren i.w. von Privatpersonen, Projektierungsgesellschaften und institutionellen Anlegern vorangetrieben Investitionen in Erneuerbare Energien bis 2010 Entwicklung Wer werden in Zukunft die Investoren in EE sein? Wie beeinflussen das Marktdesign und die Rahmenbedingungen diese Entwicklungen? Wie stellen sich die verschiedenen Stakeholder auf diese Situation ein? Quelle: Trend:Research/Klaus Novy Institut 16

17 Inhalt Die politischen Rahmenbedingungen für den Erzeugungsmarkt I Teil 1 I Die erneuerbaren Energien als wichtige Säule unseres Energiemixes I Teil 2 I Die konventionellen Kraftwerke unter wirtschaftlichem Druck I Teil 3 I Perspektiven für die konventionellen Kraftwerke I Teil 4 I 17

18 Historische Spreads für Steinkohle- und GuD-Kraftwerke Annahmen: Terminnotierungen für das jeweilige Frontjahr Wirkungsgrade: Kohle: 45% Gas GuD: 60% Mischpreise: Spreads unterliegen erheblichen Schwankungen auch in Relation zueinander deutlicher Rückgang der Spreads für Steinkohle- und GuD-Kraftwerke 18

19 Die installierte Leistung der Konventionellen bleibt praktisch konstant während Energieerzeugung und Auslastung rapide sinken. Installierte Leistung Stromerzeugung Hoher Bedarf an Flexibilität ( Gastturbinen GT ) Steuerbare, gesicherte Leistung bleibt trotz Ausbau EE etwa konstant! Aber: Kein Markt und keine Vergütung für gesicherte Leistung! Einsatz der Konventionellen Auslastung sinkt (blau) rapide Verfügbarkeit muss dennoch immer gegeben sein, um bei mangelndem Dargebot einzuspringen Grundlast ist praktisch nicht mehr vorhanden Quelle BET-Fundamentalmodell Energiemarktszenario aus /

20 Eine stark vereinfachte Bewertung eines modernen GuD- und eines modernen Steinkohlekraftwerks zeigt das schwierige wirtschaftliche Umfeld von Kraftwerken Bewertung für 2015: HPFC als Dauerlinie und Grenzkosten mit Preisdaten vom Keine Berücksichtigung von Startkosten GuD läuft nur 750 h und generiert einen DB1 von /MW Kohlekraftwerk GuD-Kraftwerk Steinkohlekraftwerk läuft 5700 h mit einem DB1 von 73 T /MW Der DB1* beim GuD-Kraftwerk reicht aktuell nicht zur Deckung der fixen Betriebskosten. Beim Steinkohlekraftwerk werden aktuell die fixen Betriebskosten erwirtschaftet, nicht jedoch der Kapitaldienst. * In dieser vereinfachten Ermittlung des Deckungsbeitrages bleiben weitere Wertbeiträge aus der Vermarktung (z. B. Regelleistung, Intra-Day) unberücksichtigt 20

21 Der wirtschaftliche Druck auf die konventionellen Kraftwerke äußert sich zunehmend in Stilllegungsankündigungen 21

22 Im Jahr 2013 wurden in erheblichem Umfang Kapazitäten zur Stilllegung angekündigt Stilllegungsankündigungen großer Kraftwerksbetreiber RWE plant Stilllegung von MW in Deutschland und den Niederlanden (August 2013). Enervie meldet den gesamten Kraftwerkspark (1.300 MW) zur Stilllegung an (Sept. 2013). E.ON meldet mehrere Kraftwerke mit MW an (Dez. 2013). EnBW will 668 MW in Marbach und Walheim stilllegen (Juli 2013) => Einstufung als systemrelevant (Jan 2014) Stilllegungsanzeigen bei der BNetzA und Einstufung als systemrelevante Kraftwerke* Stilllegungsanträge über 28 Blöcke mit ca MW Genehmigung für MW (12 Blöcke) wurde erteilt (10 in NRW, 2 in Niedersachen) 5 Blöcke wurden von UNB als systemrelevant eingestuft 11 Blöcke in Prüfung * Stand: November

23 Mit der Reservekraftwerksverordnung erhalten die Transportnetzbetreiber (TSO) weitere Hilfsmittel zur Aufrechterhaltung eines sicheren Systembetriebes Reservekraftwerksverordnung Schaffung einer Netzreserve Untersagung von Kraftwerksstilllegungen Hintergrund der Reservekraftwerksverordnung sind die kritischen Situationen (Überlastung, Stabilitätsprobleme) im Transportnetz bei starker Windeinspeisung im Norden in Kombination mit sehr hoher oder auch sehr niedriger Stromnachfrage. Die Gründe hierfür liegen im verzögerten Netzausbau und der zunehmend ungleich verteilten Erzeugungskapazitäten (Nord-Süd). Beide Instrumente zielen auf systemrelevante Kraftwerke. Die Verordnung ist befristet bis zum

24 Betreiber von systemrelevanten Kraftwerken sind in ihren unternehmerischen Entscheidungen eingeschränkt und müssen Anlagen u. U. gegen ihren Willen weiterbetreiben. Zur Bedarfsermittlung und Beschaffung wird jährlich ein mehrstufiges Verfahren unter Einbindung der BNetzA durchlaufen. Teilnehmende Kraftwerke dürfen bis zur Stilllegung nicht mehr am Energiemarkt agieren. Netzreserve Vergütung auf Kostenbasis: Einmalige Kosten zur Herstellung der Betriebsbereitschaft Leistungspreis für Kosten der Vorhaltung Arbeitspreis für Abrufkosten TSO dürfen auch neue Anlagen ausschreiben und im Extremfall selbst errichten. Untersagung von Stilllegung Anzeige von vorläufigen (außer saisonale) Stilllegungen (Kraftwerke >10 MW) und endgültigen Stilllegungen (Kraftwerke > 50 MW) mit einer Frist von einem Jahr. Anlagen, die in Eigenerzeugung produzieren, sind ausgenommen. Prüfung durch TSO und ggf. Untersagung bei systemrelevanten Kraftwerken Vergütung auf Kostenbasis mit Leistungs- und Arbeitspreis (Anspruch 5 Jahre) Einsatz außerhalb des Strommarktes durch TSO Rückkehr an dem Energiemarkt unter bestimmten Bedingungen 24

25 In den beiden letzten Jahren kamen 4 GW an Kraftwerkskapazität in den Markt, weitere 8 GW sind in Bau bzw. in der Inbetriebnahmephase Kraftwerke, die seit 2012 den kommerziellen Betrieb aufgenommen haben Kraftwerksname Block Brennstoff Inbetriebnahme Leistung (MW) Status Boxberg R Braunkohle kommerzieller Betrieb BoA 2 (Neurath) Neurath F Braunkohle kommerzieller Betrieb BoA 3 (Neurath) Neurath G Braunkohle kommerzieller Betrieb Knapsack II GuD Knappsack II, Hürth (Statkraft Gas kommerzieller Betrieb Stade GUD KW Stade - Dow Chemical Gas kommerzieller Betrieb HKW Hannover Linden "Die drei warmen Brüder" Modernisierung Gas kommerzieller Betrieb GTKW Darmstadt GT 1 Gas 2014 (2013) 50 kommerzieller Betrieb GTKW Darmstadt GT 2 Gas 2014 (2013) 50 kommerzieller Betrieb KW Lünen (Trianel) Lünen Stummhafen Steinkohle kommerzieller Betrieb SUMME 4447 Kraftwerke im Bau und in Inbetriebsetzung Kraftwerksname Block Brennstoff Inbetriebnahme Leistung (MW) Status KW Walsum Block 10 Steinkohle Inbetriebsetzung KW Wilhelmshaven Wilhelmshaven Steinkohle Inbetriebsetzung Moorburg Hamburg Moorburg 1 Steinkohle im Bau Moorburg Hamburg Moorburg 2 Steinkohle im Bau GKM Block 9 Steinkohle im Bau Westfalen (Gekko) D Steinkohle im Bau Westfalen (Gekko) E Steinkohle im Bau Rheinhafen Dampfkraftwerk RDK 8 Steinkohle 2014 (2013) 850 im Bau Mittelsbüren GuD Mittelbüren (SWB) Gas 2014 (2013) 445 im Bau Lausward GuD Düsseldorf Lausward (SW D Gas im Bau Heizkraftwerk FL Block 12 Gas im Bau Niehl GuD Köln Niehl 3A (Rheinenergie) Gas im Bau SUMME

26 Inhalt Die politischen Rahmenbedingungen für den Erzeugungsmarkt I Teil 1 I Die erneuerbaren Energien als wichtige Säule unseres Energiemixes I Teil 2 I Die konventionellen Kraftwerke unter wirtschaftlichem Druck I Teil 3 I Perspektiven für die konventionellen Kraftwerke I Teil 4 I 26

27 Zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit konventioneller Kraftwerke sind mehrere Ansätze möglich Optimierung der Vermarktung Bestehendes Kraftwerk Optimierung der Kosten Optimierung der technischen Auslegung 27

28 Durch ein Benchmarking von Anlagen, Organisation und Verträgen können Kostensenkungspotenziale identifiziert werden. Betriebskosten* mögliche Maßnahmen Verbrauchsmaterialien Optimierung der Beschaffung Versicherungen Umlagen Anpassung der Organisation (Aufbau- und Ablauforganisation) Synergien über Standorte / mit anderen Unternehmen heben technische und kaufmännische Betriebsführung Wartung & Instandhaltung Make- or Buy-Entscheidungen Anpassungen von Verträgen: Fixkosten variabilisieren Bonus/Malus-Vereinbarungen * fixe und variable Kostenbestandteile, außer Kosten für Brennstoff und CO 2. 28

29 Durch eine Anpassung des Anlagensettings können zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten eröffnet und zusätzliche Deckungsbeträge generiert werden Retrofitmaßnahmen: Effizienzsteigerung Flexibilisierung (Mindestlast, Rampen) Auswirkungen: Absenkung der Grenzkosten Ausweitung der Vermarktungsmöglichkeiten durch flexiblen Kraftwerkseinsatz Bestandsanlage Flexibilisierung Wärmeerzeugung bei KWK- Anlagen: z.b. über Wärmespeicher Auswirkungen: Maximierung der Stromerzeugung in Stunden mit hohen Strompreisen Vermeidung Zwangsbetrieb 29

30 Über den am Spotmarkt erzielbaren Deckungsbeitrag hinaus ergeben sich weitere Deckungsbeitragspotenziale aus der Kraftwerksvermarktung bzw. durch Förderung und Privilegien Vermarktungspotenziale Termin- und Spotvermarktung (day ahead) zur Sicherung von Deckungsbeiträgen und zur Nutzung der Realoptionalität. Vermarktung von Regelleistung Förderungen und Privilegien KWK Förderung Vorteile der Eigenerzeugung bei Vermeidung Netznutzung Vermeidung EEG-Umlage Nutzung von Preisdifferenzen des Intra-Day Marktes zum day ahead Markt. Die Vermarktungspotenziale steigen i.d.r. mit der Flexibilität des Kraftwerks und unterliegen deutlichen Schwankungen. 30

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