Finanzierungsaspekte der Marktprämie - Biogas

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1 Finanzierungsaspekte der Marktprämie - Biogas Lars Holstenkamp (Leuphana Universität Lüneburg) Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien: Erfahrungen mit der Marktprämie nach EEG , Lüneburg

2 Agenda Einleitung (Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung) Ertragsseite (Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung) Rechtliche Besonderheiten (Großanlagen, Wärmenutzungspflicht) Marktüberblick (Akteure, Vertragsmodelle) 2

3 Einleitung Besonderheiten von Biogas 8000 Volllaststunden und mehr (grundlastfähig); aber auch: speicherbar, damit flexibel einsetzbar Bedarfsorientierte Einspeisung denkbar (regelbar) Motivation für zusätzliche Flexibilitätsprämie Technische Anforderungen (BHKW, Gaslager) Rechtliche Besonderheiten Verpflichtende Marktprämie Wärmenutzungspflicht Finanzwirtschaftliche Besonderheiten Vergleichsweise hoher Anteil (landwirtschaftliche) Unternehmensfinanzierung oder Limited-Recourse-Projektfinanzierung (bzw. Projektfinanzierung mit Elementen der Unternehmensfinanzierung) Zentrales Risiko: (Betreiberrisiko und) Ressourcenrisiko (Flächensicherung/Substrate) Änderungen durch das EEG 2012 (Erhöhung der Komplexität) 3

4 Einleitung Hintergrund zur Erhebung Datenerhebung und -analyse einer studentischen Arbeitsgruppe (A. Cham, M. Schneider, D. Thrien) Experteninterviews Auswertung von Verträgen Wirtschaftlichkeitsberechnungen Diskussion beim Leuphana Energieforum ( ) Gespräche mit Branchenvertretern, weitere studentische Arbeiten zu Biogas 4

5 Agenda Einleitung (Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung) Ertragsseite (Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung) Rechtliche Besonderheiten (Großanlagen, Wärmenutzungspflicht) Marktüberblick (Akteure, Vertragsmodelle) 5

6 Ertragsseite Marktprämie EPEX Spot Monatsmittel Phelix Base, kein Korrekturfaktor Durchhandeln als sichere Strategie Aber: dann nur 0,3 Ct./kWh Managementprämie (analog zu Wind, PV) Höhere Erträge durch Managementprämie (=> Aufteilungsregel) Wartung in Niedrigpreisphasen Flexible Einspeisung (s.u.) 6

7 Ertragsseite Regelenergiemärkte Im Biogasbereich: hauptsächlich negative Sekundär- und Minutenreserve Leistungs- und Arbeitspreis Bei den meisten Anbietern in Kombination mit Marktprämienmodell/ Spotmarkt (Ertragschancen) Aktuell wenige Akteure am Markt Marktstrukturrisiko Schwer zu prognostizieren Weitere Risiken Nichtverfügbarkeit angemeldeter Regelleistung Motorenverschleiß (fehlende Praxiserfahrung, Entwicklung/F&E-Bedarf) 7

8 Ertragsseite flexible Einspeisung Flexibilitätsprämie ( 33i EEG) Grundidee: Ausnutzung von Preisschwankungen, Einspeisung nur bei höheren Preisen Vorteil gegenüber konstanter Einspeisung bei größeren Preisunterschieden (spreads) Unterschiedliche Zeitfenster: innerhalb eines Tages, zwischen Tagen, saisonal(?) Voraussetzung: Preisunterschiede sind vorhanden und so groß, dass sie höhere zahlungswirksame Aufwendungen zu Beginn (Investitionskosten) kompensieren Notwendige Investitionen Zusätzliches BHKW/höhere Kapazität Gaslager (extern?) Genehmigung, Planung, Transformator, Wärmespeicher 8

9 Ertragsseite flexible Einspeisung Folgen für Finanzierung: Projektfinanzierung: neu zu verhandeln (Transaktionskosten) Landwirtschaftliche Unternehmensfinanzierung: eher unkritisch (auf Betrieb abgestellt) Bewertung/Einschätzung der Risiken Entwicklung der spreads unsicher Ggf. Risikoausgleich (Agrarpreise Energiepreise) Höhere Genehmigungs- und Sicherheitsauflagen Rechnet sich nur bei größeren Anlagen (Degressionseffekte) Konsequenz: Nicht als Projektfinanzierung (Cash Flows weniger stabil) Bislang offenbar nur in wenigen Fällen in Anspruch genommen 9

10 Agenda Einleitung (Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung) Ertragsseite (Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung) Rechtliche Besonderheiten (Großanlagen, Wärmenutzungspflicht) Marktüberblick (Akteure, Vertragsmodelle) 10

11 Rechtliche Besonderheiten Neuanlagen >750 kw müssen ab 2014 direkt vermarkten ( 33c Abs. 3 EEG i.v.m. 27 Abs. 3, 27a Abs. 2, 27c Abs. 3 EEG) Wärmenutzungspflicht ( 27 Abs. 4 EEG) für Neuanlagen entfällt bei Nutzung der Direktvermarktung ( 33c Abs. 3 EEG) Aber: dann kein Wechsel zurück in die feste Einspeisevergütung möglich (Neuanlagen) Folge: Risiko etwas größer Rechtfolgen bei fehlender/zu geringer Wärmenutzung: Absenkung der Grundvergütung auf Monatsmittelwert EPEX Spot Kalenderjahr ( 27 Abs. 7 Satz 1 EEG), nach 5. Kalenderjahr auf 80% ( 27 Abs. 7 Satz 2 EEG) Daher: neuen Vermarktungspartner suchen Aus Bankensicht kritisch 11

12 Agenda Einleitung (Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung) Ertragsseite (Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung) Rechtliche Besonderheiten (Großanlagen, Wärmenutzungspflicht) Marktüberblick (Akteure, Vertragsmodelle) 12

13 Marktüberblick Akteure Neue Geschäftsmodelle, junger Markt Wertschöpfungskette: Erzeugung/Anlagenbetrieb > Bündelung > Handel > technische Abwicklung (brokerage) Abwartendes Verhalten von Anlagenbetreibern, kürzere Vertragsdauern Höhere Unsicherheiten Erst Wachstum (aktuell), dann Konsolidierung? Biogas etwas komplizierter als fluktuierende Energien Ausfallrisiko von größerer Bedeutung 13

14 Marktüberblick Akteure Begrenzte, aber wachsende Zahl an Unternehmen: Direkter Handelszugang: 9 Stromhändler: 10 Pooling: 7 Unterschiedliche Akteure: Anlagenhersteller: Dienstleistungen, Pooling, z.t. Stromhandel Spezialisierte Dienstleister Etablierte Energieversorgungsunternehmen Z.T. neu gegründete Unternehmen Bsp.: BECOMAC Terra Joule Energy Clean Energy Sourcing PlanET Biogastechnik rrpeh Biogas Weser-Ems Next Kraftwerke BioConstruct GmbH WELTEC BIOPOWER? energy2market GDGE MT-Energie GeLa Energie 14

15 Marktüberblick Vertragsmodelle Marktprämienmodell Modell 1: fixe Aufteilung der Managementprämie (30-60% für Anlagenbetreiber) Modell 2: fixer Bestandteil (40-55% der Managementprämie) + erfolgsabhängige Vergütung (50-70% der Zusatzerlöse) Regelenergie 55% des Leistungsbereitstellungspreises Fixer Mindestarbeitspreis bei Abruf Variable Beteiligung an zusätzlichen Erträgen Flexible Einspeisung Aufteilung der Zusatzerträge (50-70% für Anlagenbetreiber) 15

16 Fazit Einfache Konzepte: Managementprämie Unproblematisch, insbesondere Bestandsanlagen Risiko Bonität des Zwischenhändlers lässt sich absichern Minimale zusätzliche Risiken Landwirtschaftliche Unternehmensfinanzierung Auf Betreiber abgestellt Marktpartner/Zwischenhändler Risikoübernahme Damit: Verstetigung der Zahlungsströme 16

17 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Kontakt: Dipl.-Vw. Lars Holstenkamp Leuphana Universität Lüneburg Institut für Bank-, Finanz- und Rechnungswesen (IBFR) Scharnhorststraße Lüneburg Fon Fax