The New Normal- Direktvermarktung im Focus 7. Branchentag Windenergie NRW

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1 The New Normal- Direktvermarktung im Focus 7. Branchentag Windenergie NRW Düsseldorf, 2./3. Juli 2015 Hanno Mieth Key Account Manager Vattenfall Europe Sales GmbH

2 Agenda 2./3. Juli Direktvermarktung in Europa 2 Praxisbeispiele Sonnenfinsternis & Windpark Prognose versus Ist Doppelhöckerkurve Windpark 3 24 negative Preise Auswirkungen & Umgang 4 Langfristvertrag Chancen & Risiken 5 REMIT & Erneuerbare 6 Kernkompetenzen eines Direktvermarkters & Zusammenfassung

3 1. Weg der Fördersysteme in Europa Richtung Direktvermarktung Quota system Quota system FiPs FiTs Quota system (end: 2017) Auctions + CfDs (start: 2015) FiPs FiTs MPs Quota system (end: 2015) Auctions + CfDs (start: 2016) Quota system FiTs FiTs Quota system CfDs Source: Council of European Energy Regulators, Status Review of Renewable and Energy Efficiency Support Schemes in Europe (January 2015)

4 1. European Marketing of Renewable Energies UK: Förderung nach dem Contract for Difference (CfD) seit bei Zuschlag wird Differenz aus Marktreferenzpreis und individuellem Strikepreis (pay-as-bid) staatlich ausgezahlt Sofern ein Netzkunde sämtliche in einer Netz- oder Umspannebene von ihm genutzten Betriebsmittel ausschließlich selbst nutzt, werden für diese singulär genutzten Betriebsmittel gesonderte Entgelte festgelegt. (Contract for Difference) - Referenzpreis ist stündlicher Börsenauktionspreis - keine Förderung,wenn negative Preise länger als 6h in Folge Estland: Ab ein neues Fördersystem für neue EE-Anlagen: Der Bedarf an EE-Strom soll jährlich technologieneutral ausgeschrieben werden. Den Zuschlag erhalten die Bieter, die die geringste Marktprämie benötigen. Marktprämie wird für 12 Jahre ausgezahlt. Förderung mittels Marktprämie im Wege der Direktvermarktung. Keine Förderung bei negativen Preisen: ÜNB zieht Produktion in Zeiten negativer Preise von monatlich zu vergütender Produktionsmenge ab. Dänemark: Förderung von EE-Anlagen durch den PSO-Tarif (Public Service Obligation), Aufschlag für die Verbraucher - neu- Förderung für 400 MW Offshore Windpark Horns Rev: - Förderung mittels Marktprämie zusätzlich zum Marktpreis Frankreich: - Höhe der Marktprämie wird durch Ausschreibung ermittelt Energiewende - bisher geplante Eckpunkte: - keine Förderung in Zeiten negativer Preise - Förderung durch ex-post Marktprämie im Wege der Direktvermarktung - Umgang mit negative Preisen noch offen

6 2. Praxisbeispiel- Sonnenfinsternis am musste von Direktvermarktern von Solar in Europa geplant werden Quelle ENTSO-E Impact Analysis Das Diagramm zeigt den Strom Gradient in 5 Minuten Granularität am 20. März mit (rot) und ohne (blau) Einfluss der Sonnenfinsternis. Folgende Szenarien wurden berücksichtigt: stark bewölkt, normaler Tag sowie klarer Tag. Am Vortag wurde entsprechend dem tatsächlichem Szenario (klarer Tag) der Solar Forecast angepasst. Als Vergleichsquelle wurden von Wetteranbietern der Solar- Forecast für ganz Deutschland beschafft. Um die Rampenstunden möglich produktionsnah zu bewirtschaften, wurde an der EXAA ¼h Börse, EPEX ¼h Auktion und EPEX ¼h Intraday optimiert

7 2. Praxisbeispiel- Tag für erfolgreiche Planung eines Offshore Windparks im DayAhead und Intraday MW 60 Forecast & Optimierung Wind Offshore IST- Produktion Handel DayAhead Handel Intraday :00 20:15 20:30 20:45 21:00 21:15 21:30 21:45 22:00 22:15 22:30 22:45 23:00 23:15 23:30 23:45 00:00 00:15 00:30 00:45 Uhrzeit Offshore Windpark: Nordsee; Day Ahead geplant auf konstantem Niveau Um 21:00 Uhr Ausfallmeldung mit voraussichtlichem Ende 23:00 Uhr. 50 % der Turbinen betroffen, die anderen 50 % um 00:00. Zeit bis Intraday gehandelt werden konnte beträgt 45 Minuten.

8 2. Praxisbeispiel- Offshore Windpark konnte erfolgreich Doppelhöckerkurve nachfahren MW Doppelhöckerkurve Dan Tysk :50 13:55 14:00 14:05 14:10 14:15 14:20 14:25 14:30 14:35 14:40 14:45 14:50 14:55 15:00 15:05 15:10 15:15 15:20 15:25 15:30 15:35 15:40 15:45 15:50 15:55 16:00 16:05 Uhrzeit Regelvorgabe IST-Leistung Doppelhöckerkurve als Bestandteil der Präqualifikation in Deutschland konnte erfolgreich mit dem Offshore Windpark Dan Tysk gefahren werden Technischer Nachweis zur Erbringung von Systemdienstleitungen erfolgt Weitere Schritte mit Netzbetreiber Tennet und Partner Stadtwerke München geplant

10 3. 24 EEG Verringerung der Förderung bei negativen Preisen Für Neuanlagen ab einer installierten Leistung von 3 MW (Wind) bzw. 500 kw (sonstige Anlagen) gilt ab dem 1. Januar 2016: Wenn der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Paris an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert nach 23 Absatz 1 Satz 2 für den gesamten Zeitraum, in dem die Stundenkontrakte ohne Unterbrechung negativ sind, auf null. Anzulegender Wert (AW) Marktprämie (MP) Marktwert (MW) MP = AW - MW wenn AW = 0, dann: MP = 0 - MW = -MW d.h. wenn MW > 0, dann: MP < 0 Gemäß Anlage 1 zu 34 Absatz 2: Wenn MP < 0, ist die anzusetzende Marktprämie null, bedeutet: Vermarktung zu negativen Preisen führt zu Verlusten des Anlagenbetreibers *Zahlungsströme: VNB an Anlagenbetreiber: MP, Direktvermarkter an Anlagenbetreiber: MW abz. Vermarktungsgebühr

11 3. 24 EEG Verringerung der Förderung bei negativen Preisen Beispiel Wind an Land 50 MW: AW = 88,50 EUR/MWh MW = 26,30 EUR/MWh (Ø MW 2015) Verlust 1Mal/Jahr = 50 MW * (88,50-26,30) EUR/MWh * 6 h = EUR Verlust 3Mal/Jahr = EUR

12 3. Einschätzung für die zukünftige Direktvermarktung 24 EEG Verringerung der Förderung bei negativen Preisen Studie von Energy Brainpool => ab 2020 signifikante Verluste - Anteil Jahresstunden mit min. 6 Stunden negativer Preise i.h.v. 16 % in 2040 mit Mindererlösen von bis zu 5 % gemessen an der Gesamtvergütung pro Jahr Einschätzung: Die Marktteilnehmer Anlagenbetreiber, Projektentwickler, finanzierende Banken werden das Risiko zukünftig bewerten und im Geschäft berücksichtigen. Revidieren der Regelung unwahrscheinlich Die Regelung entspricht der Umsetzung der Vorgaben der europäischen Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinie, keinen Anreiz zur Erzeugung bei negativen Preisen zu schaffen, in anderen Ländern ebenfalls implementiert Absicherung Zukünftig ggf. Entwicklung von Absicherungsprodukten zur Vermeidung von Verlustrisiken

14 4. Langfristvertrag- Chancen & Risiken Laufzeiten 5 10 Jahre = > Entwicklung der Bilanzausgleichskosten Großhandelszeiträume = > 5 Jahre Chancen: Planungs- und Preissicherheit Absicherung gegen steigende (Vermarktungs)-Preise ggf. Gewährung günstigerer Finanzierungskosten geringerer Aufwand Risiken: keine Partizipierung an sinkenden Preisen Aufschlag für Absicherungskosten Änderungen der gesetzl. Rahmenbedingungen, EEG-Novelle Wirtschaftsklausel

16 5. REMIT-Überblick Branchenspezifische Regulierung des europäischen Energiegroßhandelsmarktes für Strom und Gas in Bezug auf Transparenz gegenüber dem Markt einerseits und Informationspflichten gegenüber den Behörden andererseits sowie zur Erhöhung von Integrität. => Ziel: Verordnung Vertrauen der Öffentlichkeit und der Marktteilnehmer in den Energiegroßhandel stärken und ordnungsgemäßes Funktionieren gewährleisten. Aufgrund der Anwendung im gesamten Rechtsraum der Europäischen Gemeinschaft soll so auch die europäische Marktentwicklung und -integration vorangetrieben werden. ACER = Agency for the Cooperation of Energy Regulators

17 5. REMIT-Zeitplan

18 5. REMIT- Betroffene Marktteilnehmer Nach Art. 2 Nr. 7 REMIT ist ein Marktteilnehmer jede Person (einschließlich eines Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetzbetreibers), die an einem oder mehreren Energiegroßhandelsmärkten Transaktionen abschließt oder einen Handelsauftrag erteilt. D.h.: Versorgungsunternehmen Finanzinstitutionen Energiehändler Lieferanten (Vertriebe) große Endkunden (600 GWh/a) Betreiber von konventionellen Kraftwerken Betreiber von EEG-Anlagen Betreiber von Gasspeichern und LNG-Anlagen Fernleitungs- und Übertragungsnetzbetreiber Melde- und Informationswege

19 5. REMIT- Pflichten des EEG-Betreibers & Auswirkungen Fundamental-Daten = Informationen - die die Kapazität und Nutzung von Anlagen zur Erzeugung und Speicherung, zum Verbrauch oder zur Übertragung/Fernleitung von Strom oder Erdgas betreffen einschließlich der geplanten oder ungeplanten Nichtverfügbarkeit dieser Anlagen. - Der Europäische Verbund der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO Strom) bzw. der Europäische Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber (ENTSO Gas) meldet diese Informationen im Namen der Marktteilnehmer. Zur Meldung von Transaktionsdaten ist der Marktteilnehmer (= EEG Anlagenbetreiber) grundsätzlich selbst verpflichtet. Er kann diese Pflicht aber durch einen Dritten erfüllen lassen. BNetzA überwacht Einhaltung der REMIT-Vorgaben zuständig. Sanktionen: Verstöße Ordnungswidrigkeiten nach 95 EnWG (bis zu 1 Mio. ) oder Straftatbestand

21 6. Kompetenzen eines verlässlichen Direktvermarkters Vermarktung Prognose (intern/extern) Termin- u. Spotmarkt Intraday Day after 24/7 Handel Prozesse Kommunikation Netzbetreiber Abrechnung Kunde Balancing ÜNB Technik Fernsteuerbarkeit Bonität Finanzkraft Sicherheiten Bankability des Vertrages Vertrieb Verlässlichkeit Wissensvermittlung (Sales Academy)

22 Warum ist Vattenfall Ihr geeigneter Direktvermarkter? Gute Gründe für Vattenfall Europe Sales GmbH: alle Prozesse für eine erfolgreiche Vermarktung sind aus unserem Kerngeschäft bereits vorhanden => hohe Prozess und IT-Sicherheit eigenes Prognoseteam für Forecasts aus Wind und Photovoltaik => Inhouse-Lösung Bewirtschaftung Ihrer Anlagen 24 h 7 Tage die Woche durch Schichtteam => BNetzA Forderung Anbindung der Fernsteuerbarkeit Bankability durch abgestimmte Verträge => geringer Wechselaufwand und hohe Bonität und Finanzkraft starker, verlässlicher und nachhaltiger Partner auch für gemeinsame Investitionsprojekte in Erneuerbare Energien

23 Kontakt Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Hanno Mieth Key Account Manager Renewables Vattenfall Europe Sales GmbH Überseering 12 D Hamburg Tel.: 040 / Fax: 040 / Mobil: 0152 / hanno.mieth@vattenfall.de