Sensitivitäten und Vermarktungsmöglichkeiten für Erneuerbare Energien im Strommarkt

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1 Sensitivitäten und Vermarktungsmöglichkeiten für Erneuerbare Energien im Strommarkt Dresden, den

2 Die Energiewirtschaft wird von 3 Säulen getragen Können die benötigten Strommengen zu dem jeweiligen Zeitpunkt erzeugt werden Können die erzeugten Strommengen zum Verbraucher transportiert werden Haben die Marktpartner Zugriff auf die erzeugten Strommengen (liberalisierter Markt) Stromerzeugung (Versorgungssicht) Stromverteilung (Netzsicht) Stromvertrieb (Marktsicht) Ziel der Energiewende ist die Integration der Erneuerbaren Energien aus der Versorgungssicht. 2

3 Agenda 1 Vorstellung GEWI 2 Grundlagen Direktvermarktung 3 Wer ist von der Direktvermarktung betroffen? 4 Preisbildung an der Strombörse und Merit Order Effekt 5 Vermarktungsformen für Windstrom außerhalb des EEG 6 Entwicklung des Börsenstrompreises eine Sensitivitätsanalyse 3

4 Die GETEC Gruppe im Überblick Die GETEC ENERGIE HOLDING GmbH Energieversorgungskonzepte für die Industrie im In-und Ausland Umsetzung im Contracting Übernahme von großenheiz-und Heizkraftwerken Energieeffizienzprojekte Beschaffungs-optimierung Energieversorgung Energiehandel White-Labeling Vermarktung von Strom aus Windenergieanlagen Beschaffung strukturierter Produkte Netzbetrieb Strom und Gas Arealnetze Geschlossene Verteilernetze Messstellenbetrieb Netzdienstleistungen Regenerative Energiegewinnung Standortentwicklung, Brennstoff-und Substratmanagement Anlagenkonzeption Realisierung und Betrieb Energieversorgungskonzepte für Immobilien und Wohnungswirtschaft Umsetzung im Contracting Bezugsoptimierung Service-/ Wartungspakete Optimierung Anlagenbetrieb Messstellenbetrieb Errichtung und Betrieb multimedialer Netzinfrastrukturen Free-TV, Pay-TV, Radio Internet, Telefon, Mobilfunk Smart Metering Dienstleistungen für EVU auf dem deutschen Energiemarkt Carbon Management, CO2-Kompensation Energiedienstleistunge n im Bereich erneuerbarer Energien, vor allem im Bereich Windenergie Dienstleistungen für EVU auf dem österreichischen Energiemarkt Planung, Beschaffung, Installation, Betrieb und Finanzierung stationärer Energiespeichersysteme Joint Venture Dienstleistungen im Bereich stationäre Energiespeichersysteme 4

5 Unternehmensprofil GEWI AG Kernkompetenzen Beschreibung Prognose Prognose: 8 Jahre KnowHowim Bereich der Windprognosen Optimierung Day Ahead und Intradayoptimierung Eigenen Meteorologen Know How Optimale Direktvermarktung Vertrieb Vertrieb: Vermarktung Erneuerbaren Energien Versorgung von Endkunden mit individuellen Konzept Partnerschaftliche Entwicklung von Stromprodukten Umsetzung: Unterstützung in der Umsetzung der Fernsteuerbarkeit und in der Einholung der vom Netzbetreiber abgeregelten Strommengen Transparente Prozesse Umsetzung Know How: Energiewirtschaftliche Marktkompetenz Mitgestaltung in diversen Gremien zur Neuausrichtung der Stromwirtschaft Begleitung von Gesetzvorhaben 5

6 Unsere Bausteine für Ihre erfolgreiche Direktvermarktung: Day-Ahead Handel Intraday Handel Individuelle Stromprodukte Risikobegrenzung 24 / 7 Handelsdesk Abrechnung Prognosedienstleistung Prognoseoptimierung Geschäftsfeldentwicklung Bilanzkreis- Management Möglichkeit von Whitelabeling oder Brandlabeling 6

8 Grundlagen Voraussetzung eines stabilen Stromnetzes Beschreibung Grundvoraussetzung die entnommenen Strommengen aus dem Netz müssen zum selben Zeitpunkt in diesem erzeugt werden Frequenz Abweichungen Kommt es zu einem Überschuss an Einspeisung steigt die Netzfrequenz Kommt es zu einer Unterdeckung von Last sinkt die Netzfrequenz Erzeugungsebene Netzebene Verbrauchsebene Worst Case Ab bestimmten Richtwerten trennen sich Erzeuger (50,2 Hz Problem) bzw. ganze Netzgebiete ( : <49,5 Hz) vom Netz 8

9 Wesentliche Unterschiede der Direktvermarktung zur bisherigen Vergütungsform im EEG EEG Vergütung Rahmenbedingungen konstante gesicherte Vergütung für jede MWh keine Verpflichtung zur Abgabe und Einhaltung eines Einspeisungsprofils ( Fahrplan ) Direktvermarktung am Strommarkt Rahmenbedingungen Vergütung ist an den erzielbaren Marktpreis gekoppelt (Börse) Spotmarktpreise sind stark volatil aufgrund mehrerer Parameter Das Einspeisungsprofil (1/4 h) der WEA ist für nächsten Tag zu prognostizieren und dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zu melden und einzuhalten Abweichung vom Fahrplan werden durch den ÜNB über den Bilanzausgleich glattgestellt Bilanzausgleichsmengen vom ÜNB sind mit dem jeweiligen viertelstündigen Ausgleichsenergiepreis zu vergüten Bilanzausgleichskosten Ziel: Anlagen sollen soviel als möglich einspeisen Ziel: Anlagen sollen so viel wie möglich unter ökonomischen Gesichtspunkten einspeisen unter Berücksichtigung des angemeldeten Fahrplans 9

10 Kenngrößen der Direktvermarktung volatiler Einspeisung Gesamtkosten Bilanzausgleichskosten Prognosequalität Beeinflussbar vermarktete Portfoliogröße ca. 30 % ca. 70 % 35 % 15 % 50 % Regionale Verteilung Prognosedienstleister Windgeschwindigkeit > 20 m/s Windgeschwindigkeit um 7 m/s Wetterbedingte Anomalien Nicht Beeinflussbar mit AB 10

11 Die Einspeisung der Photovoltaik lässt sich theoretisch vorherbestimmen Beschreibung Die genaue Position der Sonne am Horizont auf unseren Planeten lässt sich zu jedem Zeitpunkt genau berechnen Sonnenstandsdiagramme Mittels mehrerer Gleichungen lässt sich bei wolkenlosem Himmel die Einstrahlungsintensität für jeden Zeitpunkt bestimmen Prognosefehler Es gibt kaum wolkenlose Zeitpunkte Integration der Wolkenzüge, -neubildung und Wolkenaufriss in die Prognosegleichung 11

12 Die Windeinspeisung folgt ebenfalls im Jahresmittel einem spezifiziertem Tagesschema Beschreibung Der mittlere Tageseinspeisung der Windenergie folgt einem sehr klaren Schema Während der Nachtstunden und in den späten Nachmittagsstunden existiert jeweils ein lokales Maximum Während des Sonnenauf-bzw. Sonnenuntergangs existieren 2 lokale Minimas Thermisches Verhalten Sonnenaufgang Sonnenuntergang Prognosefehler Abhängig vom physikalischem Modell des Anbieters führt das thermische Verhalten verstärkt zu Fehlern Quelle: eigene Berechnungen 12

14 Welche Akteure der Erneuerbaren Energien sind von Stromvermarktung betroffen EEG Vergütung EEG Direktvermarktung Erzeuger bzw. Verbraucher EEG Vergütung EEG Umlage Marktwert Bilanzkreis bzw. EEG Topf EEG Bilanzkreis EEG Umlage Marktprämie DV Bilanzkreis Vermarkter bzw. Handelsplatz Marktwert Marktwert Marktwert Marktwert Alle Erneuerbaren Energien werden seit 2010 vermarktet. Mit dem Eintritt eines Anlagenbetreibers in die freiwillige bzw. verpflichtende Direktvermarktung ändert sich nur Händler. 14

15 Welche Akteure müssen in die Direktvermarktung IB Anlagen und Schwellen für Direktvermarktung Art der Direktvermarktung Bis Bis Bis Keine Schwelle 0,5 MW 0,1 MW Freiwillige Direktvermarktung Verpflichtende Direktvermarktung 15

16 Gründe für eine Marktbezogene Bewertung von Neuprojekten Elemente der Vergütung Bestandsanlagen Direktvermarktung Neuanlagen verpflichtende DV Neuanlagen Einfluss 24 EEG 2014 Neuanlagen Ausschreibungsmodelle Bezugsvektor Marktwertverhalten Strompreisverhalten Zielvektor Optimierung der Erzeugungsweise Reduktion der Risiken Aufgrund der neuen gesetzlichen Rahmenbedingungen reicht eine reine Erzeugungsbetrachtung bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung nicht mehr aus. 16

17 Energy Only Markt Herausforderung für die Energiewende Vergütung Stromlieferung Fluktuierende Einspeisung Stromverbrauch Stabile Einspeisung Vergütung Stromlieferung Vergütung Stromlieferung Beschreibung In Deutschland wird aktuell nur die reine Energielieferung an der Strombörse gehandelt. Eine Vergütung für die Vorhaltung von Kraftwerksleistung ist nicht vorgesehen durch den Merit Order Effekt werden mit steigender Anteil erneuerbarer Energien immer geringere Strompreise realisiert. Dies kann potentiell zur Abschaltung konventioneller Kraftwerke, welche nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können, führen. In Zeitfenstern geringer erneuerbarer Einspeisung könnten aber u.u. diese abgeschalteten Kraftwerke benötigt werden. Bildquelle:

19 Einflüsse auf das Strompreisverhalten Strompreisverhalten Rohstoffe Wetter Nachfrage Langfristig Kurzfristig Lang-& Kurzfristig Besonderheit Erzeugung Kurzfristig Abgaben Langfristig Ölpreis Temperatur Ferien Ausfälle von CO2Preis Kohlepreis Windgeschw. Feiertage Kraftwerken Steuern Gaspreis Solarstrahlung Tageszeit Revisionen Wolkenzüge Normaler Tagesverlauf Netzprobleme Das Strompreisverhalten wird über viele diverse Punkte und über unterschiedlichezeitrahmenbeeinflusst. 19

20 Handelsplätze und ihre Spezifika Vor Lieferung Nach Lieferung Markt Terminmarkt Spotmarkt Intraday Day After Bilanzausgleich Preis- Bildung Direkter Kauf / Verkauf Auktion Direkter Kauf / Verkauf Direkter Kauf / Verkauf* Handelszeit Bis zu 6 Jahre im Voraus Tags zuvor Am Tag der Lieferung Am Tag nach der Lieferung Kein Handel Kontrakte Jahres-, Monats-, Wochenkontrakte Stundenkontrakte Stunden-bzw. ¼ Stunden kontrakte Stunden-bzw. ¼ Stunden kontrakte Dem Akteuren stehen eine Vielzahl an unterschiedlichen Möglichkeiten zur Absicherung Ihrer Lieferverpflichtungen zur Verfügung. * Bisher grundsätzlich zum Auktionspreis der Stunde am Spothandel 20

21 Preisbildung am Spotmarkt - Merit Order Nachfragekurve (Nachtstunde) Nachfragekurve (Tagstunde) Preisbildung Preis in /MWh EE Kern energie Braunkohle Steinkohle Gas Öl 50 GW 70 GW Kapazität in GW Für jede Stunde des folgenden Tages wird am Spotmarkt eine Merit Order der verfügbaren Kraftwerksleistung erstellt Das letzte noch benötigte Grenzkraftwerk bestimmt mit seinen Grenzkosten den Markträumungspreis der Stunde, den ALLE Verkäufer erhalten und ALLEKäufer zu zahlen haben. Kraftwerke die Grenzkosten unter dem Markträumungspreis besitzen können hohe Profite einstreichen Bsp.: Kernkraftwerk mit MW: ca. 200 Mio. /a Die am Spotmarkt teilnehmenden Kraftwerke werden Kostenoptimal der Reihe nach aufgereiht (Merit Order Kurve). Die Kraftwerke bieten als Verkaufspreis ihre Grenzkosten (Stromgestehungskosten) an.

22 Einfluss der Erneuerbaren Energien auf den Markt Merit Order Effekt Nachfragekurve (Tagstunde) Merit Order Effekt Preis in /MWh EE Aufgrund der Abnahmeversicherung der eingespeisten erneuerbaren Energiemengen besitzen diese Grenzkosten von NULL EE stehen Links in der Merit Order Kurve Verschiebung der Merit Order Kurve nach rechts Niedriger Strompreis führt zu leicht erhöhter Nachfrage Benötigte Konventionelle Kraftwerksleistung sinkt letztes Grenzkraftwerk ist nicht mehr ein Gas- sondern ein Kohlekraftwerk Markträumungspreis sinkt Kapazität in GW 70 GW 80 GW Erneuerbare Energiemengen reduzieren den Strompreis an der Börse. 22

23 Merit Order Effekt - Vergleich 2007 vs Beschreibung Bereits schon heute kann man den Einfluss der Erneuerbaren Energien am Spotmarkt gut erkennen Die Photovoltaikeinspeisung führt in den Mittagsstunden zu einem fehlen des Peaks Außerhalb der Sonnenstunden steigen die Preise um ca. 10 bis 15 % Kraftwerke beginnen Kapazitätskosten zu Ihren Grenzkosten aufzuaddieren Fazit: Der Markt transformiert sich von einem Grenzkosten Markt in einen stärker geprägten Vollkosten Markt Das Preisverhalten am Spotmarkt transformiert sich aufgrund der Einspeisung von EE. 23

24 Merit Order Effekt in Abhängigkeit zur tageszeitlichen Einspeisung durch Erneuerbare Energien Punkt 2 Beschreibung Punkt 1 Mit erhöhter Einspeisung von Erneuerbaren Energien kommt es Spotmarkt zum Preisverfall Dieser Effekt besitzt nichtüber den Tag den gleichen Einfluss in nachfrageschwachen Zeiträumen kommt es aufgrund massiver erneuerbarer Einspeisung zu negativen Preisen ( Entsorgungsprämie, Punkt 1) in nachfragestarken Zeiträumen führt eine massive Einspeisung erneuerbarer Energien zu einer Verdrängung einer Technologie (Gaskraftwerke fliegen aus der Merit Order Kurve, Punkt 2) Hohe Erneuerbare Energieerzeugung führt zu negativen Strompreisen an der Börse. ABER: Sind Erneuerbare Energien hierfür verantwortlich? Quelle: THE IMPACT OF WIND AND SOLAR ON PEAK AND OFF-PEAK PRICES -EVIDENCE FROM TWO YEAR PRICE ANALYSIS, Dr. Stark & Dr. Speth 24

25 Häufigkeit negativer Strompreise in Deutschland Bereits schon Anfang des Jahrtausend, mit einem deutlich kleineren Erneuerbaren Energieangebot gab es 0 bzw. ab 2008 auch negative Strompreise. Quelle: Negative Strompreise: Ursachen und Wirkungen, Agora Energiewende 25

26 Übersicht über die Verteilung negativer Strompreise über den Tagesverlauf Negative Preise treten vor allen in den Nachtstunden auf oder in Nachfrageschwachen Zeitfenster (Feiertage oder Wochenende) innerhalb des Tages. Quelle: Eigene Berechnung auf Basis der veröffentlichten Spotmarktergebnisse 26

28 Geschäftsmodelle für Erneuerbare Energien Direktvermarktung Spothandel Flexibilität Spotmarkt Bürgerstrom Terminmarkt Grüne Eigenschaft Flexibilität Intraday Regelenergie Bildquelle: 28

29 Bürgerstrom Die sinnvolle Lösung der Energiewende Beschreibung Rahmenbedingung: Belieferung von Endkunden mit Beimischung aus den erneuerbaren Energieprojekten EEG Vergütung Endkunden preis Bildquelle: 3rd-reality.com Vorteile Möglichkeit der Refinanzierbarkeit unabhängig dem EEG Reale Energiewende Steigerung der Akzeptanz für Erneuerbare Energien Umgehung 24 EEG 2014 Regelung Herausforderung Dienstleister mit entsprechender Erfahrung notwendig Innovative Gestaltung des Stromprodukts sinnvoll Abbildung der Prozesse im Hintergrund Hohe Kundenanzahl notwendig 20% Beimischung: Kunden/MW 29

30 Arten von Grünstromprodukten Bilanzkreis Direkte Beimischung Zertifikate Bildquellen:

31 Kurzkonzept für Grünstromprodukte mit Zertifikaten SLP G0 (2011) Beschreibung Rahmenbedingung: Kunde hat ein Standardlastprofil (vorher bekannt) Stromprodukte sind an der Börse vordefiniert und können bereits mehrere Monate oder Jahre vorher gekauft werden. Herausforderung: Kundenanzahl und Kundenverbrauch sind zu prognostizieren Termin- und Spothandel sind notwendig Kauf von Zertifikaten ist notwendig Danach werden Graustrommengen grün Fazit Ein Grünstromanbieter mit Zertifikaten braucht eine gute Handelsseite Jahresprodukt Base Jahresprodukt Peak Stundenkontrakte Day Ahead Lastverlauf SLP H0 31

32 Kurzkonzept für regionale Grünstromprodukte Beschreibung Rahmenbedingung: Kunde hat ein Standardlastprofil (vorher bekannt) Einspeisung EE erst am Tag vor der Lieferung bekannt Herausforderung: Kundenanzahl und Kundenverbrauch sind zu prognostizieren Restmengen müssen tagtäglich ausgeglichen werden (24/7 Handel) Prognosefehler bzw. hohe Volatilität führt zu Bilanzausgleichsmengen mit Preisen bis zu /MWh Ein fester Prozentsatz muss aus regionalen erneuerbaren Erzeugern stammen Windjahre schwanken zwischen 80% -105% regionale Besonderheiten (Eisansatz, Störung der WEA, usw.) müssen berücksichtigt werden Lastverlauf SLP H0 Restmengen (z.b. Wasser) Windeinspeisung Fazit Ein Grünstromanbieter für regionale Stromprodukte muss neben einer guten Handelsseite ein ebenfalls optimierte Prognoseabteilung besitzen 32

33 Übersicht Preisstruktur in Netzgebieten mit teilweise urbanen Raum Beschreibung Rahmenbedingung: Jahresverbrauch von kwh Vergleich in 12 Städten in Deutschland Im Vergleich 8 Grünstromanbieter Ergebnis Grünstromanbieter mit über Deutschland fixen Konditionen haben in den betrachteten Netzgebieten im Mittel 7% höhere Gesamtstrompreise als Grünstromanbieter mit Netzbetreiber spezifischen Konditionen Während die Anbieter mit fixen Konditionen am Maximum verbleiben, verschieben sich anderen Anbieter etwas zur Mitte Fazit In Netzgebieten mit teilweise urbanen Gebieten (Städte) ist eine Etablierung eines spezifischen Stromproduktes gut möglich. Zwischen dem minimalen und maximalen Preis liegt eine Wirtschaftlichkeitsspanne von ca. 3,3 Cent/kWh Quelle:

34 Übersicht Preisstruktur in Netzgebieten mit teilweise ländlichem Raum Beschreibung Rahmenbedingung: Jahresverbrauch von kwh Vergleich in 10 Kleinstädten in Deutschland Ergebnis Grünstromanbieter mit über Deutschland fixen Konditionen haben in Großstädten im Mittel ca. 6,8% höhere Gesamtstrompreise als Grünstromanbieter mit Netzbetreiber spezifischen Konditionen Die Grünstromanbieter mit spezifischen Preisen streuen weiter im Mittelbereich hinein Fazit In Netzgebieten mit teilweise ländlichen Raum (Kleinstädten) ist eine Etablierung eines spezifischen Stromproduktes weiterhin möglich. Zwischen dem minimalen und maximalen Preis liegt eine Wirtschaftlichkeitsspanne von ca. 3,2 Cent/kWh Quelle:

36 Zahlungsflüsse innerhalb der Direktvermarktung mit Marktprämie Auszahlung Marktwert Einspeisung * Referenzmarktwert Einspeisung Direktvermarkter Einspeisung * Spot Anlagenbetreiber Einspeisung Netzbetreiber Auszahlung Marktprämie Einspeisung * (EEG Vergütung Referenzmarktwert) Einspeisung * (EEG Vergütung Spot) Bildquelle:

37 Direktvermarktung Spotvermarktung Die Abhängigkeit von der Marktwertentwicklung Neben einer deutlichen Reduzierung im Spotpreisniveau (blaue Balken, rechte Sekundärachse) fallen auch leicht die in Bezug gesetzten Marktwerte von Wind-und Solarenergie. Quelle: 37

38 Entwicklung Wind- bzw. Solarmarktwert gegenüber dem durchschnittlichen Börsenpreis Bei einer reinen Spotvermarktung ohne gleitende Marktprämie (außerhalb des EEG bzw. nur mit starrer Marktprämie) geht das Marktwertentwicklungsrisiko vollkommen auf den Anlagenbetreiber über. Quelle: 38

40 Terminmarktgeschäfte Windstrom (vereinfacht) Anlagenbetreiber Direktvermarkter Terminvermarktung Terminmarkt Vermarktung Spot Verkauf Spot Spot Zukauf Beschreibung Der Direktvermarkter vermarktet bereits schon einige Zeit im Voraus (Wochen, Monate, usw.) Strommengen über den Terminmarkt Durch das standardisierte Stromprodukt (konstante Lieferung) muss der Direktvermarkter innerhalb des Spothandels (Day Ahead) die entsprechenden fehlenden Strommengen kaufen bzw. potentielle Überschussmengen verkaufen Wesentlich für eine Optimierung entscheidend ist ob der Terminmarktpreis höher liegt als der Jahresmittel im Spotmarkt die ausgekoppelte Strommenge (bezogen auf die Nennleistung) ist hierbei entscheidend für das Risiko bzw. Chance Verhältnis Bildquelle:

41 Terminmarkt Ergebnis eines Fallbeispiels (vereinfacht) Die Differenz zwischen Terminmarktpreis und jahresmittleren Spotpreis hat eine hohe Sensitivität auf das Ergebnis der Vermarktung. Der Terminmarkt selbst ist aber normalerweise ein Preisabsicherungsinstrument. Eigene Berechnung. Annahme Windeinspeisung Deutschland und 100% Prognosegenauigkeit 41

43 Direktvermarktung Marktprämie Optimierung einer bereits flexiblen Biogasanlage Beschreibung Rahmenbedingung Der Strompreis folgt im Jahresmittel grob vereinfacht nebenstehender Struktur Anhand des Wissens von teuren und günstigen Stunden lässt sich eine Anpassung der Fahrweise realisieren bzw. planen in 12 Stunden wird mehr eingespeist und in den anderen 12 Stunden weniger (Jahresenergie bleibt konstant) 2 /MWh Mehrerlös Marktprämie Vorteile Bedarfsgerechte / preisorientierte Einspeisung ermöglicht Erhöhung der Einnahmen über den Marktwert 1 /MWh normal optimiert Berechnung anhand einer konstant einspeisenden Bioanlage. Potentiell abweichend von anderer Einspeisungsverlauf. Mehrerlös Marktwertoptimierung Ergebnis Zusätzlich zu den 2,00 /MWh ist es möglich bei einer Teilung des Tages bei einer Flexibilität von +/-10% einen Mehrerlös von ca. 0,45 /MWh zu realisieren (Mehrerlös +22,5%) Quelle: Berechnung GETEC Energie 43

44 Direktvermarktung Marktprämie Optimierung Day Ahead vs. Intraday für Windenergie Beschreibung Spotmarkt Intraday Rahmenbedingung Das Strompreisverhalten in Kurzfristprognosen (< 36 Stunden) kann zum Teil prognostiziert werden In 2015 lagen 18% aller mittleren Intradaypreiseum mindestens 5 /MWh höher als die dazugehörigen Spotpreise Anhand des Wissens dieser Preisentwicklung können Strom-mengen statt auf dem Spothandel im Intraday vermarktet werden Vorteile Es geschieht hierbei keine Änderung der Fahrweise, nur eine Veränderung des Vermarktungszeitpunktes 4 /MWh 2 /MWh normal optimiert Mehrerlös Marktprämie Mehrerlös Marktwertoptimierung DA vs. ID Optimale Berechnung! Unterstelltes Wissen der Handelspreise vorab. Mit steigender Teilnahme anderer DV sinkt zusätzlich der Mehrerlös. Ergebnis Zusätzlich zu den 4,00 /MWh wäre es im optimalen Fall möglich mit einer Vermarktung von nur 50% der Einspeisung im Day Ahead innerhalb dieser Zeitfenster einen Mehrerlös von ca. 0,50 /MWh zu realisieren (Mehrerlös +15%) Potential sinkt mit steigendem Anteil teilnehmender DV Quelle: Eigene Berechnung der GETEC Energie 44

45 Übersicht Speichersysteme Bei der Wahl eines elektrischen Speichers zur Verlagerung von volatilen Strommengen sind neben den Investitionskosten auch deren Größenoptionen, Lebensdauer sowie Wirkungsgrade zu beachten. Quelle: Dynamische Simulation des Kraftwerkparks in Deutschland im Jahr 2030 auf regionaler Ebene, Stark

47 Erlösstruktur innerhalb der Regelenergievermarktung Erlös Leistungspreis Erlös Arbeitspreis Gesamterlös Regelenergie Bestandsteilvergabe (Beispiel einer 4 Stunden Auktionsscheibe) Erlösbestandteile Nur wer erfolgreich an der Leistungsausschreibung gewonnen hat kann auch an der Ausschreibung der Arbeitspreise teilnehmen. 47

48 Regelenergie Eine Frage der Energiewende Negative Minutenreserve Die Erlöse in der Regelenergie (Leistungspreis) sind sehr gering. Dennoch ist es für die Energiewende notwendig, dass auch solche Netzdienstleistungen von den Erneuerbaren übernommen werden müssen. Quelle: Ergebnisse 2015 der negativen Minutenreserve Leistungspreis 48

49 Beispielrechnung einer Regelenergievermarktung eines Windportfolios (optimaler Case) Portfolioeffekt Innerhalb der nachfolgenden Simulation wird der größtmögliche Portfolioeffekt mit der Deutschlandeinspeisung Wind unterstellt Ausfall von Anlagen haben nur sehr geringen Einfluss Die Deutschlandeinspeisung ist normiert auf eine 2 MW Anlage Es wird in jedem 4 Stundenblock die minimale Einspeiseleistung bestimmt. Es wird simulativein veränderter Sicherheitsabschlag beim Leistungspreis (Prognosefehler, Ausfall der Anlagen, usw.) als auch eine veränderte Zuschlagsdauer beim Arbeitspreis (nicht immer MRL benötigt, hohe Arbeitspreise ggü. Wettbewerb, usw.) auf den Erlös untersucht Vermarktung Es wird angenommen, dass in JEDEM 4 Stundenblock der Zuschlag für den Leistungspreis erfolgt und das dieser STETS zu den MAXIMALEN Leistungspreis erfolgt Zusätzlich wird angenommen, dass beim Abruf stets der Medianwert des Arbeitspreis innerhalb des 4 Stundenblocks zzgl. der jeweiligen EEG Vergütung erzielt wird. Der Dienstleister erhält 30% der Erlöse aus dem Regelenergieerlös Die Simulation ist mit ihren Daten (Einspeisungsverlauf, MRL Ergebnisse) auf das Jahr 2015 ausgelegt und setzt das Wissen der Vermarktungsergebnisse (MRL Ergebnisse) voraus. Bildquelle: 49

50 Ergebnis Mehrerlös Regelenergievermarktung MRL (2015) Realistisch lassen sich unter den gewählten Rahmenbedingungen aktuell mit der Minutenreserve Mehrerlöse von weniger als 1 /MWh erlösen. 50

51 Übersicht über die Vermarktungsmöglichkeiten 5,0 Cent/kWh Erwartete Einnahmen Potentielle Mehreinnahmen 4,0 Cent/kWh Angenommener Wirtschaftlichkeitsrange 3,0 Cent/kWh 2,0 Cent/kWh 1,0 Cent/kWh Bürgerstrom Spotvermarktung Terminvermarktung Flexibilität DA Anpassung* Flexibilität DA vs. ID * Regelenergie Es gibt potentiell mehr als einen Weg um in die Wirtschaftlichkeit für Anlagen zu gelangen. *Optimale Ergebnisse vorausgesetzt 51

52 Fazit Bürgerstrom Regelenergie Terminmarkt Phelix Power Futures Direktvermarktung Grünstromhandel Marktwert optimieren Unabhängig welchen Weg Sie für die Vermarktung bestreiten suchen Sie sich den Partner aus der mit Ihnen diesen Weg gemeinsam geht und bei dem Sie sich als Betreiber sicher und zufrieden fühlen. Bildquelle:

54 Welchen Strompreis kann ich in 5 Jahren erwarten? Für die Entscheidung einer potentiell lebenserhaltenden Investition nach 15 bis 18 Jahren ist die Kenntnis wichtig ob sich diese wieder amortisiert. Stromgestehungskosten in Cent/kWh TBF + KBF TBF + KBF Range Pacht Pacht Range Investkosten Marge Beispiel Rahmenbedingung Anlagentyp: V66 Nennleistung: 1.65 MW Jahreserzeugung: MWh Betriebsalter: 18 Jahre Schadensfall: Anlage kann nicht repowertwerden Für unsere Beispielanlage benötige ich voraussichtlich zwischen 2,6 Cent/kWh bis 4,0 Cent/kWh für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb. Wird der reine Marktwert dies realisieren? 54

55 Untersuchte Sensitivitäten auf den Strompreis und Marktwert von Windenergie Mittellastkraftwerke Speichereinsatz Verbrauch Wind- Einspeisung Herausforderung Beschreibung Der Anlagenbetreiber benötigt eine Aussage über das Niveau der Strompreisentwicklung über mehrere Jahre nicht 100% genau aber belastbar relativ einfach zu kalibrieren Grundlastkraftwerke Veränderung Solar- Einspeisung Datengrundlage Stündliche Merit Order Kurven vom Februar 15 bis Dezember 15 Veränderung der Merit Order Kurven anhand mehrerer Faktoren Zielvektoren Bestimmung des Spotpreisniveaus Bestimmung des Marktwertes von Windenergie Bestimmung des Verhaltens von Marktwert zum Spotpreisniveau 55

56 Berechnung mit Merit Order Kurven Beschreibung Für jede Stunde des Zeitraumes liegen die Merit Order Kurven von Angebot und Nachfrage vor Preis in /MWh Durch Verschiebung dieser Kurven werden neue Schnittpunkte gefunden, die wiederum den neuen Spotpreis darstellen Durch Mittelung der Spotpreise eines Zeitraums erhält man das neue Spotpreisniveau EE Kern energie Braunkohle Steinkohle Gas Öl Mit Hilfe der eines angenommenen Einspeisungsverlaufs (Deutschland) lässt sich der neue Marktwert bestimmen. 50 GW 70 GW Kapazität in GW Nachfolgend werden nun die Sensitivitäten der zu untersuchenden Parameter dargestellt werden.

57 Sensitivität veränderter Nachfrage Die Veränderung der Nachfrage ist im schmalen Band (+/-5%) weitestgehend linear. Dies nimmt in den Extrema aber deutlich zu. Der Marktwert bleibt unterhalb des Börsenpreisniveaus und dieses Verhältnis wird in den Extrema deutlich ungünstiger für die Windenergie. Quelle: Grunddaten EEX bzw. Berechnung GETEC Gruppe 57

58 Sensitivität vom Speichereinsatz Zusatzinfo Simuliert wurde ein Erzeuger Speicher zur Verlagerung der Stromeinspeisung Bei Preisen < 15 /MWh wurde versucht diese in Zeitfenster von >30 /MWh zu verlagern Die maximale Verlagerungszeit beträgt 36 Stunden Insgesamt konnten in ca. 10 % des gesamten Zeitfenster Strommengen verlagert werden Die Einführung von Speichern hat unter den gesetzten Rahmenbedingungen kaum Auswirkung auf das Börsenpreisniveau. Der Marktwert von Wind steigt weitestgehend linear mit dem Speichereinsatz. Der Marktwert bleibt unterhalb des Börsenpreisniveaus aber dieses Verhältnis wird mit steigenden Speichereinsatz günstiger für die Windenergie. Quelle: Grunddaten EEX bzw. Berechnung GETEC Gruppe 58

59 Sensitivität von der Erzeugung von Grundlastkraftwerken Die Reduktion von Stromerzeugung aus Grundlastkraftwerken (Base) hat deutlichen Einfluss auf das Börsenpreisniveau (linear bei +/-5% danach extremer). Auch der Marktwert von Wind folgt diesem Muster. Das Verhältnis zwischen Börsenpreisniveau und Marktwert nimmt in den untersuchten Extrema deutlich ab. Quelle: Grunddaten EEX bzw. Berechnung GETEC Gruppe 59

60 Sensitivität von der Erzeugung von Mittellastkraftwerken Die Reduktion von Stromerzeugung aus Mittellastkraftwerken (Peak) hat einen deutlichen aber geringerenn Einfluss auf das Börsenpreisniveau (linear bei +/-5% danach extremer) als Grundlastkraftwerke. Der Marktwert von Wind folgt diesem Trend doch kann hierbei der Marktwert innerhalb des einen Extrema stabil zum Börsenpreisniveaus liegen. Quelle: Grunddaten EEX bzw. Berechnung GETEC Gruppe 60

61 Sensitivität der Erzeugung von Windenergie Die Reduktion von Stromerzeugung aus Windenergie hat bei steigenden Einspeisung einen negativen und bei sinkenden Einspeisungen einen positiven Einfluss auf das Börsenpreisniveau. Der Marktwert von Wind folgt diesem dem Trend doch kann hierbei der Marktwert und Börsenpreisniveau innerhalb des einen Extrema fast gleichauf liegen. Quelle: Grunddaten EEX bzw. Berechnung GETEC Gruppe 61

62 Sensitivität der Erzeugung von Solarenergie Die Reduktion von Stromerzeugung aus Solarenergie hat einen ähnlichen, wenn auch reduzierten Einfluss auf das Börsenpreisniveau wie die veränderte Windenergieeinspeisung. Der Marktwert von Wind folgt diesem dem Trend. Die Veränderung der Solarenergie hat kaum Einfluss auf das Verhältnis des Marktwerts Wind und dem Börsenpreisniveau. Quelle: Grunddaten EEX bzw. Berechnung GETEC Gruppe 62

63 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!