Chancen und Risiken der Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien

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1 Chancen und Risiken der Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien Dr. Dietrich Clemens Treurat und Partner Unternehmensberatungsgesellschaft mbh Kiel Lüneburg Leck

2 Gliederung Einleitung Glossar der Direktvermarktung Chancen der Direktvermarktung Risiken der Direktvermarktung Fazit

3 Einleitung 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. Ziel des Vortrages: Chancen und Risiken der Direktvermarktung aufzeigen

4 Einleitung Warum gibt es Direktvermarktung? Atomausstieg erfordert die Heranführung der EE an den normalen Strommarkt Heranführen der EEG-Anlagen an eine bedarfsgerechte Stromproduktion Deckelung der EEG-Umlage und damit Stabilisierung der Strompreise (Merit-Order-Effekt) Sonderstellung der Biogasanlagen: hohe Verfügbarkeit und hohe Flexibilität in der Stromproduktion vorzüglich für die bedarfgerechte Stromproduktion. EEG 2012 Inbetriebnahmen ab 2014: > 750 KW Anlagenleistung ist Direktvermarktung verpflichtend

5 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! Direktvermarktung ist: Grünstromprivileg, Regelenergie, HT/NT- Vermarktung und sonstiges (Direktvermarktung in räumlicher Nähe) Die Marktprämie (EEG 2012) soll den Einstieg in die Direktvermarktung fördern!

6 Einleitung EEG-Anlage Direktvermarktung Nicht Steuerbar Photovoltaik Windenergie Optionale Marktprämie 33a bis 33i EEG 2012 Steuerbar Biomasse Biogas Deponiegas Klärgas Grubengas Wasserkraft Grünstromprivileg 39 EEG 2012 Sonstige Direktvermarktung z.b. Direktleitung ohne Direktvermarktung Markt Virtuelle Kraftwerke Negativ/ positive Regelenergie Quelle modifiziert nach:

7 Glossar der Direktvermarktung Grünstromprivileg EEG 2009: Befreiung derjenigen Stromversorger von der Zahlung der EEG-Umlage, deren zugekaufter Strom zu über 50 % aus EE-Quellen stammt. Nachfrage der dt. Stadtwerke nach Strom aus Wind und Wasserkraft stieg. Wettbewerbsvorteil 2011: 3,535 Cent/kWh EEG-Umlage EEG 2012: Grünstromprivileg wird durch den Gesetzgeber auf 2 Cent/kWh begrenzt Grünstromprivileg: Käuferförderung anstatt Förderung des Verkäufers

8 Glossar der Direktvermarktung Regelenergiemarkt 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

9 Glossar der Direktvermarktung Regelenergiemarkt Lastmanagement (+) Minutenreserve (+) Im Regelenergiemarkt gibt es drei Regelenergiearten 1. Primärregelung 2. Sekundärregelung (in 5 Minuten Leistung liefern) 3. Minutenreserve (in 15 min Leistung liefern) Minutenreserve (-) Sekundärreserve (+) Primärreserve (+) Primärreserve (-) Sekundärreserve (-) Zeit Regelenergiemarkt ist gesetzliche geregelt, da die 50 Hz Frequenz das Stromnetz zwingend eingehalten werden muss! Lastmanagement EEG (Erzmannschaltung) (-) Quelle: e2m Ausschreibung der Kapazitäten durch ÜNB! Zahlreiche Anbieter drängen in den Teilmarkt der negativen Regelenergie

10 Glossar der Direktvermarktung Virtuelles Kraftwerk Dezentrale Erzeugungseinheiten werden über eine Leitwarte zu einem virtuellen Kraftwerk zusammengeschlossen z. B. Minutenreserve: Zentrales System erforderlich zum 1. Ansteuern der Anlagen 2. Kommunikation mit der ÜNB-Leitwarte 3. Handel der Minutenreserve auf der Regelenergieplattform

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

12 Glossar der Direktvermarktung Flexibilitätsprämie Bereitstellung von Regelleistung nur für Biogas ergänzend zur Marktprämie für max. 10 Jahre Baukostenzuschuss von 130 EUR pro KW bereitgestellter Regelkapazität Die Prämie soll die Anlage fit für die Direktvermarktung machen! Gasspeicher Motor Regeleinrichtung

13 Glossar der Direktvermarktung Energiebereitstellung heute kw Übliche Motorleistung: Volllast! z.b. 550 KW Marktprämie Flex.prämie 24 Stunden

14 Glossar der Direktvermarktung Energiebereitstellung: positive Regelenergie, HT/NT kw Motorleistung wird im Tagesverlauf geregelt! 550 KW werden geliefert, 800 KW installiert! 400 Marktprämie Flex.prämie 24 h 550 KW werden ganzjährig abgeliefert! Privilegierung eingehalten! Technische Voraussetzungen müssen stimmen!

15 Glossar der Direktvermarktung Markterlöse Managementprämie Marktprämie Flexprämie Marktmehrerlös Wer zahlt was? Markterlöse Managementprämie Marktprämie Flexibilitätsprämie Marktmehrerlöse Händler Netzbetreiber Netzbetreiber Netzbetreiber Händler

16 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung Welche Strategien gibt es 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 Marktprämie Managementprämie Flexprämie Schnittstelle zu virtuellem Kraftwerk, Schaffung zus. Erzeugungskapazität, evtl. zusätzlicher Gasspeicher? zusätzlich HT/NT Fahrweise s. o. s. o., häufig zusätzlicher Gasspeicher notwendig?

17 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung passive Strategie Direktvermarktung durchschnittliche EEG-Vergütung 19,71 Ct / kwh Ø Börsenpreis Managementprämie 5,00 Ct / kwh 0,30 Ct / kwh 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 Mehrerlös durch Direktvermarktung 0,15 Ct / kwh / a Grenz-Markterlös 4,85 Ct / kwh

18 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung Bereitstellung negativer Regelenergie Stromerlös Direktvermarktung Ansatz Leistungspreis HT (-) Ansatz Leistungspreis NT (-) 19,86 Ct / kwh / MW / MW Achtung: Marktpreis! Produktionsverschiebung -40 % "negative" Flexibilität -200 kw Bereitstellungsentgelt (Leistungspreis) Vermarktungskosten (z B. 36 %) / a / a Mehrerlös durch SR (nur Leistungspreis) / a 0,28 Ct / kwh

19 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung aktive Teilnahme Regelenergie zusätzliches Investitionen für Flexibilisierung, z. B. Afa-Satz BHKW (z. B. Motortausch) ,5% Erweiterung Gasspeicher 0 6,7% Regel-SPS ,3% Trafovergrößerung ,0% Gesamtinvest Abschreibung Zinsansatz (5 %) Kosten Flexibilisierung / a / a / a installierte Leistung Bemessungsleistung 800 kw 550 kw kwh / a Zusatzleistung nach Anlage 5 EEG 195 kw Flexibilitätsprämie vorläufiger Saldo Flexibilisierung

20 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung HT/NT Auswertung BASE/PEAK Spread 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 Mittelwert aus 2007 bis 2011: 1,457 Cent je kwh Quelle: MT HT/NT-Umsatz HT-Zeit min. HT-Zeit Mittelwert kwh elektrisch im HT-Bereich kwh el kwh el Produktionsverschiebung +/- 40 % 40 % Bezahlte kwh kwh el kwh el Preisdifferenz 0,954 Cent je kwh 1,457 Cent je kwh Mehrerlös Euro p.a Euro p.a. vorläufiger Saldo

21 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung aktive Teilnahme Regelenergie 800 kw Sekundärreserve 400 kw Positive Regelenergie Negative Regelenergie

22 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung aktive Teilnahme Regelenergie Leistungspreis Ausschreibungsleistung Opportunitätsverlust MW Quelle: e2m

23 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung aktive Teilnahme Regelenergie Ansatz Negativ Ansatz Positiv / MW / MW Produktionsverschiebung 40 % Flexibilität 320 kw Ansatz Flexibilität Negativ Ansatz Flexibilität Positiv 320 kw 252 kw Ergebnis Negativzeiten Ergebnis Positivzeiten / a / a Achtung: Marktpreis! Mehrerlös durch aktive SR / a

24 Wirtschaftliche Chancen der Direktvermarktung Zusammenfassung passive DV neg. SRL HT/NT aktive SRL Mehrerlös DV zus. neg. Sekundärreserve Vorteil HT/NT SRL Leistungspreis SRL-Arbeitspreis (50 %) Umsatzsteigerung Handelsaufwand (z. B. 36 %) Kosten Flexibilisierung Flexprämie DB aus höherer Leistung Gewinnsteigerung * * keine eventuell notwendigen zusätzlichen Investitionskosten für z. B. Substrat- oder Gärrestlager berücksichtigt

25 Wirtschaftliche Risiken der Direktvermarktung Wechsel in die Direktvermarktung eventuell (?) mit finanzierender Bank besprechen (neue Sicherungskonzepte) Flexibilitätsprämie wird nur ausgezahlt, wenn Anlage Strom direkt vermarktet (Zeitraum 10 Jahre) => bei vorzeitigem Wechsel zurück zum EEG kein weiterer Anspruch auf die Flexibilitätsprämie "Altanlage" Stromproduktion Vergütung EEG 2009 Umsatz Strom kwh / a 19,71 Cent / kwh / a "Erweiterung" Leistung 550 kw Auslastung 95 % Stromproduktion kwh / a Vergütung EEG ,31 Cent / kwh Umsatz Strom / a variable Kosten: var. Kosten Zusatzstrom DB aus höherer Leistung Kosten Flexibilisierung 9,78 Cent / kwh / a / a / a

26 Wirtschaftliche Risiken der Direktvermarktung Lediglich Höhe der Markt- und der Managementprämie gesetzlich geregelt. Weitere mögliche Mehrerlöse sind lediglich Schätzungen und hängen von der Marktentwicklung ab. Was passiert im Beispiel bei aktiver Direktvermarktung, wenn Gewinnsteigerung verringert sich um kein Mehrerlös durch HT/NT erzielt werden kann? / a die Preise für SRL um 50 % sinken? / a beide Faktoren zugleich eintreffen? Anteil Leistungssteigerung: / a auf dann / a Variante Altanlage mit passiver Direktvermarktung würde eine rel. sichere Gewinnsteigerung von rd bringen!

27 Wirtschaftliche Risiken der Direktvermarktung Es kommen nur noch rd. 75 % der Einspeiseerlöse aus dem sicheren Topf des EEG Beginn Vermarkt. Anmeldung beim VNB Ende Vermarkt. März April Ausfall Mai Juni Zahlungsausfall Händler Preisrisiko Preisrisiko Quelle: e2m Am konkreten Beispiel: 3 Monate x kwh x 5,0 Ct / kwh = Wie schützt sich der Direktvermarkter vor diesem Risiko? Sicherheiten hinterfragen Garantien für 3 Monate von rd. 30 % der Umsätze, Zahlungsfristen beachten! Gespräch mit der finanzierenden Bank führen (?) Informationen über Vertragspartner einholen (Handelserfahrung) Vertragsmuster einsehen und rechtlich prüfen lassen Vertragliche Bindungsfrist beachten

28 Wirtschaftliche Risiken der Direktvermarktung Worin unterscheiden sich die Händler in ihren Direktvermarktungsangeboten? 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

29 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!) Sie bewegen sich dann ein Stück weit am Markt mit den damit verbundenen Chancen und Risiken Aber: betriebswirtschaftliche Risiken sind überschaubar und beherrschbar Wir müssen uns mittelfristig dem Strommarkt stellen, auch mit einer Biogasanlage!

30 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Treurat und Partner Unternehmensberatungsgesellschaft mbh Lorentzendamm 40, Kiel fon: 0431 / fax: 0431 / Kiel Leck Lüneburg info@treurat-partner.de