Benefit und grundsätzliche Wichtigkeit der Direktvermarktung für Wasserkraftanlagenbetreiber. Bayerisches Wasserkraftforum Hirschaid, 21.

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1 Benefit und grundsätzliche Wichtigkeit der Direktvermarktung für Wasserkraftanlagenbetreiber Bayerisches Wasserkraftforum Hirschaid, 21. Juli 2016

2 Das Unternehmen Gründung als GmbH in 2009 Energiedienstleister Hauptsitz in Köln, 8 Zweigstellen in Deutschland, Österreich, Belgien, NL, Frankreich und Polen Alle Elemente eines virtuellen Kraftwerks aus einer Hand: Technologie, Stromhandel, Vertrieb, Abrechnung etc. Heute ca. 120 Mitarbeiter 270 Mio. Jahresumsatz in 2015 Das Unternehmen Next Kraftwerke Gemeinsam sind wir Megawatt Das virtuelle Kraftwerk Bereitstellung der Systemdienstleistung Regelenergie Aktiv in allen vier deutschen Regelzonen Anlagensteuerung zur bedarfsorientierten Einspeisung (Day-Ahead oder Intraday) Über Anlagen mit einer Gesamtleistung von rd. 2,2 GW im Pool Stand 07/2016 2

3 Erzeugungsanlagen im virtuellen Kraftwerk Next Pool In Deutschland, Belgien und Österreich 3

4 Das virtuellen Kraftwerk Ein plakativer Vergleich Quelle: CanStockPhoto Quelle: ColourBox 4

5 Ziele der Direktvermarktung Von der Festpreisvergütung ins Marktprämienmodell Strommengen für den kommenden Tag anmelden Anlagenbetreiberan ein Marktumfeld gewöhnen Aufbau dezentraler Versorgungsstrukturen Anlagenbetreiber zu einer bedarfsgerechten Einspeisung animieren Stromnetz stabilisieren, Regelenergiemarktteilnahme 5

6 Ziele des Gesetzgebers (EEG/KWKG/DSM) Integration der fluktuierenden erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen 6

7 Produkte im virtuellen Kraftwerk Marktprämienmodell Kurzvorstellung der Produkte Regelenergiebereitstellung Bedarfsorientierte Einspeisung 7

8 Das Marktprämienmodell Vermarktungsmodell nach EEG 2012; Fortführung im EEG 2014 Bekannte Situation: Feste Einspeisevergütung vom VNB für die Laufzeit von 20 Jahren Managementprämie (2,00 / MWh) Marktprämie: Differenz zwischen EEG-Vergütung und EPEX EPEX vom Vermarkter 8

9 Mengen im Marktprämienmodell Direktvermarktung nach 33b Num. 1 EEG 2012 bzw. 20 Abs. 1 Num. 1 EEG 2014: zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie (geförderte Direktvermarktung) seit dem : verpflichtende DV für Neuanlagen > 500 kw (ab dem > 100 kw) Seit dem : verpflichtende Fernsteuerung für alle Anlagen in der DV 9

10 Herausforderung Regelenergie Kurzfristige, ungeplante Schwankungen im Stromnetz Die Nachfrage nach kurzfristiger Flexibilität steigt Welchen Beitrag leisten Erneuerbare Energien zum Schwankungsausgleich? 10

11 Reservearten Übersicht und Anforderungen 30 sec. 5 min 15 min 1. Primärregelleistung Frequenzabhängige Aktivierung durch regelungstechnische Einrichtungen im Sekundenbereich Kontinuierlicher Regelvorgang entgegen der Netzfrequenz (automatisch) ÜNB zahlt Leistungspreis Leistung innerhalb von 30 Sekunden zu erbringen 2. Sekundärregelleistung Ausregelung von Abweichungen innerhalb der Regelzonen Automatisierter Regelvorgang; Abrufdauer ca Minuten ca Std/a ÜNB zahlt Leistungs- und Arbeitspreis Leistung innerhalb von 5 Minuten zu erbringen Gebote wöchentlich in zwei 12 Stunden-Zeitscheiben (HT: 8 20 Uhr, NT: 20 8 Uhr & WE: 0 24 Uhr) 3. Minutenreserve Leistungsreserve, die innerhalb des ersten Viertelstundenintervalls nach dem Zeitpunkt der Aufforderung zum Abruf vollständig zu erbringen ist ÜNB zahlt Leistungs- und Arbeitspreis Abrufdauer ca. 45Minuten ca. 10 Std/a Gebote täglich in sechs 4 Stunden-Zeitscheiben (0 4 Uhr, 4 8 Uhr,, Uhr) 11

12 Das virtuelle Kraftwerk der Next Kraftwerke IT-Infrastruktur und -komponenten RZ-Standort A RZ-Standort B Switchcluster Serverpool Leitstelle Routercluster Netzleitstelle Übertragungsnetzbetreiber GSM-Provider geschlossene Benutzergruppe 12

13 Regelenergie aus Kleinerzeugungsanlagen Vorgaben der Netzbetreiber Umsetzung mit Kleinanlagen SRL-Regler ÜNB Leitsystem Next-Kraftwerke Verschiedene Anlagen Gesamt- SRL-Bedarf Merit-Order-List SRL-Sollwert Anbieter Kommunikationsschnittstelle Sollwerte Erzeugungsanlagen kw kw Optimierung/ Einsatzplanung Kommunikationsschnittstelle Energiemarkt im Umbruch: Dezentrale Erzeugung und Nachfrage bieten Regelenergie an 13

14 Abruf von negativer Sekundärreserve MW Pool SRL-soll/ SRL-ist Anlage 1 1h 0 kw Anlage 2 0 kw Next Kraftwerke 14

15 Erlöse aus der Direktvermarktung 15

16 Stromerzeugungsanlagen in Kombination mit Batteriespeichern Hintergrund und Motivation Sinkende Investitionskosten für Batteriespeicher aufgrund von Lerneffekten (Elektromobilität) Anfragen in Bezug auf eine Vermarktung von stationären Batteriespeichern nehmen zu Beispiel für Großspeicherprojekte Wemag und Younicos: 5 MW/ 5MWh Lithium-Ionen Batterie Vermarktet in der Primärregelleistung Aktuell mit finanzieller Förderung (Anschubfinanzierung) Ziel der Präsentation Vorstellung der relevantesten Batterietechnologien mit Vor- und Nachteilen Konzepte für die Anwendung von Energiespeichern in der Energieversorgung Wirtschaftlichkeit der Konzepte: Welche Anwendung lohnt sich jetzt? Welche eventuell in der Zukunft? Rechtliche Rahmenbedingungen bei dem Betrieb von Speichern Mögliches Geschäftsmodelle für Betreiber und Next Kraftwerke: Wo liegt der Fokus? Charakteristische Kenngrößen einer Batterie Quelle: Wemag 16

17 Batterietechnologie: Kenngrößen und Bauarten Wichtige Kenngrößen: Lade-und Entladeleistung (MW) Speicherkapazität (MWh) Zyklus: Ladung und anschließende Entladung der Batterie (Vollzyklus: Komplette Be- und Entladung) Entladetiefe charakterisiert wie tief die Batterie bei einem Zyklus be- bzw. entladen wird Lebensdauer: Zyklisch (Abhängig von der Entladetiefe) Kalendarisch (Abhängig von der Temperatur und dem Ladezustand) Investitionskosten Leistungsbezogen(z.B. für den Umrichter): /kw Energiebezogen: /kwh Bauarten: Redox-Flow System aus 2 Tanks, Pumpen, Stack (Elektroden, Membran) und flüssigem Elektrolyt Speicherkapazität unabhängig von Leistung skalierbar Lithium-Ionen, Bleisäure Modularer Aufbau aus zusammengeschlossenen Zellen Leistung und Energie nur bedingt skalierbar 17

18 Mögliches Geschäftsmodell für Anlagenbetreiber Primärregelleistung Batterien können PRL mit einer hohen Qualität bereit stellen Präqualifizierbare Leistung ist Abhängig von Speicherkapazität und der Nachladestrategie Einschätzung des Präqualifikationsprozesses: Speicherkapazität mindestens das 1,5- Fache der präqualifizierten Leistung Maximale Lade-und Entladeleistung mindestens das 1,25 fache der Präqualifizierten Leistung (Vorläufige Angaben ohne Gewähr) Was wir unter den aktuellen Voraussetzungen suchen: Größere Batteriespeicher die PRL symmetrisch erbringen können 400 kw Lade- und Entladeleistung (davon kann höchstens +/- 320 präqualifiziert werden) Mindestens 480 kwh Speicherkapazität Gemeinsame Entwicklung der Nachladestrategie in Abstimmung mit dem Präqualifikationsprozesses 18

19 Primärregelleistung Preisentwicklung 19

20 Wasserkraftanlagen in Kombination mit Batteriespeichern Eine bedarfsorientierte Einspeisung der Strommengen wird möglich 20

21 Rechtliche Rahmenbedingungen Batteriespeicher Ist aus einem Speicher ausgespeicherter Strom nach EEG förderfähig? Falls er ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien enthält, Ja! Muss ein Speicher EEG Umlage bezahlen? Falls Strom ausschließlich zur Wiedereinspeisung in das selbe Netz entnommen wird, Nein! Falls Eigenverbrauch hinzukommt wird, anteilig Neudefinition des Letztverbrauchers und eine Abgrenzung von Speichern stehen noch aus Muss ein Speicher Netzentgelte bezahlen? Befreiungvon Netzentgelten für neue Speicher für 20 Jahre Voraussetzung: Rückverstromung in dasselbe Netz (Kein Eigenverbrauch!) Alte Speicher: Reduzierung der Netzentgelte bis zu 80 % (Genehmigungserfordernis: netzdienliches Verhalten) Muss ein Batteriespeicher Stromsteuer bezahlen? Wenn Bestandteil des Versorgungsnetzes, Nein! Rechtliche Rahmenbedingungen beeinflussen Wirtschaftlichkeit verschiedener Anwendungen 21

22 Anwendungen in der Energieversorgung Wirtschaftlichkeit mit Lastverschiebung aktuellen Preisen Preissignale am Day-Ahead, Intraday-Markt nicht ausreichend Wirkungsgradverluste dürfen Preisunterschiede nicht kannibalisieren; zudem muss ausreichend Deckungsbeitrag generiert werden um die Investition zu amortisieren Erhöhung und Optimierung Eigenverbrauchs: In Kombination mit einer kleinen Stromerzeugungs-Anlage (30 kwp): KFW-Förderung für Speichernachrüstung die nach dem in Betrieb gegangen sind KFW-Förderung Neuanlage Industriebetrieb mit Eigenerzeugung (Reduktion der Netzentgelte durch Peak- Shaving) Netz- und Systemdienstleistungen Primärregelleistung Schwarzstartfähigkeit Peak-Shaving keine Vermarktungsmöglichkeit Spannungshaltung Fokus auf der PRL 22

23 Fazit Der Umstieg ins Marktprämienmodell ist lukrativ und volkswirtschaftlich sinnvoll Teilnahme am Regelenergiemarkt (negative Sekundärreserve) bringt aktuell einen geringen Zusatzerlös, bereitet aber auf den Strommarkt der Zukunft vor. Eine Kombinationmit einem Stromspeicher (Batterietechnologie) kann die Wirtschaftlichkeit einer Wasserkraftanlage steigern. Investitionen tätigen!...wenn nicht jetzt wann dann?! 23

24 Florian Pilz Key Account Manager BY Tel.: Next Kraftwerke Kontakt unabhängig! Dr. Hans-Joachim Röhl Key Account Manager BW Tel.: Leistungsfähige Technologie in den Wachstumsmärkten der Energiewirtschaft Ein starkes Team mit über 100 Experten aus dem Bereichen Kundenbetreuung, Handel, Technik und Energiewirtschaft Lösungen zur Integration von Erneuerbaren Energien in die Strommärkte 24