Direktvermarktung von Strom aus EEG-Anlagen

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1 3. Fachtagung Energiewende jetzt in Mannheim Direktvermarktung von Strom aus EEG-Anlagen Matthias Roth in.power GmbH, Mainz

2 Agenda Vorstellung in.power Direktvermarktung Einführung und Hintergrund Formen der Direktvermarktung und Voraussetzungen Praktische Handhabung der Direktvermarktung 2

3 Agenda Vorstellung in.power Direktvermarktung Einführung und Hintergrund Formen der Direktvermarktung und Voraussetzungen Praktische Handhabung der Direktvermarktung 3

4 Über in.power Gegründet im Juli 2006 Unabhängiger Player am deutschen Strommarkt Vollständig in Privatbesitz Spezialisiert auf die Direktvermarktung von Strom aus regenerativen und umweltfreundlichen Erzeugungsanlagen Zulassung an der EEX in Leipzig und an der EPEX Spot in Paris und Bilanzkreise in allen vier deutschen Regelzonen Deutschlandweite Online-Messwerterfassung in Betrieb -> Ziel: Markt- und Systemintegration Erneuerbarer Energien mithilfe des in.power energy network 4

5 Die Vision in.power will neue Wege in der Energieversorgung aufzeigen und diese mit Partnern realisieren. Langfristiges Ziel von in.power ist es, ein regeneratives und umweltfreundliches Energiesystem in Deutschland zu schaffen. In Zukunft werden Strukturen notwendig, die die Kräfte der Natur besser in die vorhandene Infrastruktur integrieren. in.power entwickelt hierzu das Konzept des Virtuellen Kraftwerks weiter zum "realen" " in.power energy network und schafft somit erstmals eine bundesweite Plattform zur Koordination von Energieerzeugung g g und Verbrauch. 5

6 es ist eigentlich kinderleicht Leo Lionni Swimmy 1963, 2004 für die deutschsprachige Ausgabe Beltz & Gelberg in der Verlagsgruppe Beltz, Weinheim/Basel i 6

7 nur gemeinsam sind wir stark! nur 7

8 Über in.power Bereich 1: in.power energy network & trade Direktvermarktung von Strom aus regenerativen und umweltfreundlichen Erzeugungsanlagen Fortführung der bisherigen Infrastruktur im Pilotbetrieb Praxiserfahrungen: Börsenzulassung und aktive Anbindung an die EEX bzw. EPEX, Handel und Bilanzkreismanagement Praxiserfahrung mit der entwickelten Datenbank und Softwareanwendung in.power energy manager (i.pem) ca. 500 MW dezentrale EEG-Anlagen im Projekt, davon in 2011 ca. 300 MW in der Direktvermarktung (Grünstrompriv.), in 2012 ca. 500 MW in der Direktvermarktung (Marktprämie) Praxiserfahrung mit dem in.power control center (i.pcc) Regelenergiebereitstellung mit Erneuerbaren Energien (2012) 8

9 in.power energy network Entstehungsgeschichte - Zeitstrahl Vorbeg reitung Umsetzg ung 100 MW 2007 Testphase und Erweiterung (Marktzugang wird über Gesetze erschwert) GO LIVE 250 MW MW * 2010 Pilot-Start zum * Stand: , 498 MW, 38 Windparks, eine Biogasanlage Einweihung i.pcc in.power control Center am

10 Über in.power Bereich 2: in.power Forschung & Entwicklung Beteiligung an nationalen und internationalen F&E-Projekten Positionierung im Bereich F&E Mitarbeit am E-Energie Energie Forschungsprojekt Regenerative Modellregion Harz (Fraunhofer IWES, Kassel u.a.) (von BMWi/BMU gefördert) Mitarbeit am Forschungsprojekt IKT für Elektromobilität Harz EE-mobility (von BMWi/BMU gefördert) Forschungsprojekt DEMAX (Fraunhofer ISE, Freiburg u.a.) EU-Forschungsprojekt Massig: Mitglied im Advisory Committee Zusammenarbeit mit Hochschulen und Forschungseinrichtungen Diplomarbeiten 10

11 Über in.power Bereich 3: in.power consult Beratungsdienstleistungen in den Bereichen Regenerative Energien, Energiewirtschaft und IT Beratungsprodukte im Bereich der Direktvermarktung bzw. energiewirtschaftlicher Aspekte der erneuerbaren Energien Direktvermarktungscheck für EVUs bzw. größere Anlagenbetreiber Portfoliooptimierung und Grünstrombeschaffung für EVUs Direktvermarktung als Prozessberatung Gutachten Datenmanagement t basierend auf der Softwareumgebung in.power energy manager (i.pem) und dem in.power control center (i.pcc) 11

12 Agenda Vorstellung in.power Direktvermarktung Einführung und Hintergrund Formen der Direktvermarktung und Voraussetzungen Praktische Handhabung der Direktvermarktung 12

13 Direktvermarktung Verkauf von Strom direkt im Großhandel bzw. an Strombörsen Für Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen im EEG-Kontext: Verkauf komplett außerhalb des EEG Vergütungsrahmens Verkauf durch Nutzung der EEG-Optionen (EEG 2012) zur Direktvermarktung Sondermodelle, z.b. Nutzung des räumlichen Zusammenhangs 13

14 Warum Direktvermarktung? Marktintegration der erneuerbaren Energien Anreize zur langfristige Annäherung an bedarfsgerechte Stromproduktion (z.b. Demand-Supply-Balancing) Steuerung über (Strom-)Preissignal Vermeidung weiterer Regulierung Systemintegration der erneuerbaren Energien Einbindung in energiewirtschaftliche Prozesse Verbesserung der Erzeugungsprognosen Verbesserung des Energiedatenmanagement 14

15 Prozesse und Teilnehmer im liberalisierten Strommarkt Handel Erzeugung Transport Vertrieb Stromhändler/ Broker Vertriebe (EVU) Anlagenbetreiber Börse Anlagenbetreiber Verteilnetzbetreiber Übertragungs- g netzbetreiber Vertriebe (EVU) Großkunden (Industrie & Gewerbe) Bewirtschaftet Bilanzkreise Erstellt Fahrpläne Trägt Ausgleichsrisiko Energiedatenmanagement (EDM) Sucht Kunden, plant und produziert Erstellt Fahrpläne Sorgt für Ersatz bei Ausfall und trägt Ausgleichsrisiko EDM Regelenergie (optional) Stromtransport Netzstabilität Bilanzierung EDM Bewirtschaftet Bilanzkreise Erstellt Fahrpläne Trägt Ausgleichsrisiko EDM 15

16 Abweichende Sicht auf Prozesse im EEG Handel Erzeugung Transport Vertrieb Übertragungsnetzbetreiber Anlagenbetreiber Verteilnetzbetreiber Übertragungsnetzbetreiber Kein Vertrieb ÜNB vermarktet EEG- Einspeisung Deutschlandweite Energieprognose g EDM Endverbraucher trägt Ausgleichsrisiko (Überwiegend) keine anlagenspezifischen Prognosen Betreibt Kraftwerk Keine Kommunikation über Ausfälle Produktion unabhängig von Nachfrage Fehlende Einbindung in Energiedatenmanagement Stromtransport Netzstabilität Bilanzierung EDM Keine Nutzung der Wertigkeit des Stroms EEG Einspeisung nur (noch) finanziell gewälzt 16

17 Neue Sicht auf Prozesse bei Direktvermarktung Handel Erzeugung Transport Vertrieb Direktvermarkter Anlagenbetreiber Direktvermarkter Verteilnetzbetreiber Übertragungsnetzbetreiber Vertriebe (EVU) Großkunden (Industrie & Gewerbe) Bewirtschaftet Bilanzkreise Erstellt Fahrpläne Trägt Ausgleichsrisiko EDM Betreibt Kraftwerk Meldet (im Idealfall) ll) Wartungen und Ausfälle Erstellt Fahrpläne (Prognosen) Trägt Ausgleichsrisiko EDM Stromtransport Netzstabilität Bilanzierung EDM Bewirtschaftet Bilanzkreise Erstellt Fahrpläne Trägt Ausgleichsrisiko EDM Standardprozesse im heutigen Strommarkt Übernahme der meisten Standardprozesse durch den Direktvermarkter Teilnahme am Regelenergiemarkt möglich Bei Nutzung des Grünstromprivilegs direkte Bewirtschaftung von Vertriebsbilanzkreisen 17

18 Entwicklung der Direktvermarktung im EEG-Kontext EEG 2004 Stundenweise Vermarktung außerhalb des EEGs möglich ÜNBs beantragen BNetzA- Verfahren zur Direktvermarktung: Beginn eines Konsultationsverfahrens - Direktvermarktung faktisch gestoppt EEG 2009 Monatsregelung für Direktvermarktung Ankündigung von Verordnungen zum EEG Wälzungsmechanismus sowie Marktprämienmodell Verordnung zur monetären EEG-Wälzung durch die ÜNB tritt in Kraft Noch keine Verordnung zum Marktprämienmodell Verstärkte Nachfrage zur Nutzung des Grünstromprivilegs durch Entwicklung der EEG-Umlage Erstmals kann Windenergie verstärkt äk direktvermarktet k werden EEG Novelle 2012 Änderung Grünstromprivileg - signifikante Beschränkung Marktprämienmodell 18

19 Agenda Vorstellung in.power Direktvermarktung Einführung und Hintergrund Formen der Direktvermarktung und Voraussetzungen Praktische Handhabung der Direktvermarktung 19

20 Direktvermarktungsformen 2012 Direktvermarktungsformen 33b EEG 2012 Marktprämie 33 g und 33 h EEG 2012 Grünstromprivileg 39 EEG 2012 Flexibilitätsprämie 33 i EEG 2012 Weitere Möglichkeiten: Monatlicher Wechsel zwischen den Vermarktungsmöglichkeiten it Anteilige Direktvermarktung (Marktprämie und Grünstromprivileg) Sonstige Direktvermarktung Teilnahme am Regelenergiemarkt 20

21 Direktvermarktungsformen 2012 Direktvermarktungsformen 33b EEG 2012 Marktprämie 33 g und 33 h EEG 2012 Grünstromprivileg 39 EEG 2012 Flexibilitätsprämie 33 i EEG

22 Einführung Grünstromprivileg - Ausgleichsmechanismus des EEG ÜNB ÜNB ÜNB EEG-Vergütung finanzieller Ausgleich ÜNB VNB EEG- Strom Einspeisung EEG- Vergütung EPEX Vermarktungskosten und erlöse des EEG-Stroms EEG-Umlage (3,53 ct/kwh im Jahr 2011) Lieferant (Vertrieb) Einspeisung EEG- Anlage Geldfluss Stromfluss 22

23 Vergleich EEG 2009 und EEG 2012 Anforderungen 37 EEG EEG 2012 Reduktion der EEG-Umlage Gesamte Umlage von 3,53 ct/kwh (2011) Deckelung auf 2,0 ct/kwh Höhe der Prozentanteile In demjenigen Kalenderjahr 50% EEG-Strom In demjenigen Kalenderjahr und in mindestens 8 Monaten 50% EEG-Strom und 20% fluktuierende Erzeugung Berechnungsgrundlage gg g Gesamte im Bilanzkreis EEG-Mengen die in einer der Prozentsätze enthaltenen EEG-Menge Viertelstunde über den Bedarf hinausgehen werden nicht Für die meisten EEG Anlagen berücksichtigt wirtschaftlich zurzeit nicht interessant 23

24 Entstehende Risiken Grünstromprivileg Mengenrisiko Abweichung Prognose und Ist-Einspeisung Mengen über Bedarf müssen vergütet werden Einhaltung der Prozentsätze Ausgleichsenergiekosten der Abweichungen Mengenrisiko ik EEG Mengen, die über dem Viertelstundenverbrauch liegen, können nicht genutzt werden, müssen aber vergütet werden Resultierende Herausforderung, die Prozentsätze (50% EEG, 20 % Fluktuierend) einzuhalten Abweichung zwischen Prognose und Ist-Einspeisung Ausgleichsenergiekosten der Abweichungen 24

25 Beispiel eines Grünstromportfolios steuerbare Erzeugung Nicht nutzbare fluktuierende Erzeugung Nutzbare fluktuierende Erzeugung steuerbare Erzeugung 25

26 Direktvermarktungsformen 2012 Direktvermarktungsformen 33b EEG 2012 Marktprämie 33 g und 33 h EEG 2012 Flexibilitätsprämie ä i 33 i EEG 2012 Gü Grünstromprivileg il 39 EEG 2012 Für EEG-Solarstrom zurzeit einzige wirtschaftlich sinnvolle Form der Direktvermarktung 26

27 Funktionsweise der Marktprämie Die Marktprämie wird dem Anlagenbetreiber zusätzlich zu den Vermarktungserlösen gewährt. Der Anlagenbetreiber trägt dabei alle hierbei entstehenden Risiken der Vermarktung. 90 /MWh 12 /MWh Managementprämie 2012 EEG-Vergütung 55 /MWh EEG-Vergütung abzüglich bülih Monatsmittelwert Marktprämie 35 /MWh 3-9 /MWh? /MWh Marktwert Windstrom Profilservice Ausgleichsenergie g Weitere Risiken 27

28 Managementprämie Managementprämie je Erzeugungsart [ct/kwh] Steuerbare Erzeuger 1 0,3 0,275 0,25 0,225 Wind onshore 1,2 1,0 0,85 0,7 Wind offshore 1,2 1,0 0,85 0,7 Solar 1,2 1,0 0,85 0,7 1) Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse und Geothermie Abdeckung folgender Bestandteile: Börsenzulassung und Handelsanbindung Transaktionen für Istwert-Erfassung und Abrechnung IT-Infrastruktur Infrastruktur Personal und Dienstleistung Prognosekosten Ausgleichsenergiekosten Handels-, Prognose- und Strukturrisiken 28

29 Entstehende Risiken Marktprämie Strukturrisiko Portfolio Abweichung Prognose und Ist- Einspeisung Abweichung vom deutschlandweiten Durchschnitt Mengenrisiko Börsenhandel Ausgleichsenergiekosten der Abweichungen Strukturrisiko des vermarkteten Portfolios/Anlage Marktprämie wird nach deutschlandweitem Durchschnitt je Erzeugungsart bestimmt Abweichung zwischen Prognose und Ist-Einspeisung i Prognose bestimmt zu handelnde Mengen an der Börse; IST-Einspeisung muss EEG Anlagenbetreiber vergütet werden Ausgleichsenergiekosten der Abweichungen 29

30 Voraussetzungen der Direktvermarktung 2012 Voraussetzungen der Direktvermarktung Anmeldung und Wechsel der Direktvermarktung vor Beginn des vorangegangenen g g Monats Anlagenspezifische Voraussetzungen Viertelstundenscharfe Messung Anspruch auf EEG-Vergütung* Keine Inanspruchnahme von vnne Technische Einrichtungen mit denen (der Netzbetreiber) die Einspeiseleistung i i bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann die jeweilige Ist-Einspeisung abrufen kann. * Außer für Biogasanlagen mit Inbetriebnahme nach und > 750 kw Händlerspezifische Voraussetzungen Gesamte Ist-Einspeisung muss viertelstündlich gemessen und bilanziert werden. Zuordnung des Stroms zu einem Bilanz- oder Unterbilanzkreis, mit ausschließlich direktvermarktetem Strom Ab verpflichtend für PV-Anlagen auch bei EEG-Einspeisung 30

31 Prognoseabweichungen 31

32 Risiko der Ausgleichsenergie 32

33 Agenda Vorstellung in.power Direktvermarktung Einführung und Hintergrund Formen der Direktvermarktung und Voraussetzungen Praktische Handhabung der Direktvermarktung 33

34 Operative Herausforderungen für den Direktvermarkter An- bzw. Um-Meldeprozesse Nur zum 1. eines Monats möglich Vorlauffrist 1 Monat Energieprognosen Genauigkeit und Zuverlässigkeit IST-Daten Energiedatenmanagement Kommunikation mit VNBs Qualität: Datenkonsistenz t und Vollständigkeit it Prozesse Energiewirtschaftliche Prozesse, z.b. MaBiS Kraftwerksausfälle Störungen (auch geplante Wartungen!) oft nur sehr kurzfristig bekannt Einrichtung des in.power control centers zur Umsetzung und Optimierung der Prozesse 34

35 in.power control center (i.pcc) A B C D E F Fahrplan- und Prognosemanagement Steuerun g Eskalationsmanagement Bilanzkreismanagement Abrechnun ng Visualisierung 1. Grünstromprivileg 2. Marktprämienmodell 3. Regelenergiebereitstellung g g 4. BHKW / KWK-Optimierung 35

36 Aus der Sicht des Anlagenbetreibers Aufwand Vertragsabschluss (einmalig) Einholen der Zustimmung der Gesellschafter und Banken Datenbereitstellung (i.d.r. einmalig) Historische Einspeisedaten Anlagenstammdaten Anlagenmeldungen Rechnungsstellung an Direktvermarkter (je nach Vertragsmodell) Vorteile Zusatzerlös im Vergleich zur EEG-Vergütung Direktvermarkter (Händler) übernimmt in der Regel alle (neuen) Risiken, die durch die Direktvermarktung entstehen könnten 36

37 Vermarktungsmöglichkeiten für Anlagenbetreiber Grünstromprivileg (EEG 2012): EEG-Anlagen in niedrigen Vergütungsstufen geeignet (Vergütungsstufen: ca. 5 bis ca. 7 ct/kwh) (größere Wasserkraft-, Deponiegas-, Grubengas-, Klärgasanlagen) EEG-Anlagen in mittleren Vergütungsstufen geeignet (Vergütungsstufen: ca. 7 bis ca. 8,5 ct/kwh), (Windkraft) -> nur für wenige EEG-Anlagen geeignet Marktprämie (EEG 2012): EEG-Anlagen in niedrigen Vergütungsstufen geeignet EEG-Anlagen in mittleren Vergütungsstufen geeignet EEG-Anlagen in hohen h Vergütungsstufen t geeignet -> für alle EEG-Anlagen ab einer bestimmten Größe geeignet 37

38 Eckpunkte zur Umsetzung Anlagenbetreiber mit Anlagen >= 0,5 MWel (PV-Anlagen >= 1 MWp) in.power prüft optimalen Vermarktungsweg (Grünstromprivileg oder Marktprämie) Anlagenbetreiber schließt Vertrag zur Direktvermarktung Anlagenbetreiber geht kein Risiko ein Anlagenbetreiber bekommt garantiert EEG+x 38

39 Checkliste Direktvermarktung Übermittlung der notwendigen Unterlagen (Anlagendaten, Erzeugungsdaten, historische Lastgänge) Erlösindikation seitens in.power Vertragsentwurf, Prüfung Parallel: Einholung der Gesellschafterzustimmung Parallel: Einholung der Bankenzustimmung Vertragsabschluss ca. 1,5 Monate später kann Anlage in die Direktvermarktung gehen 39

40 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! in.power GmbH Geschäftsführung Dipl.-Ing. Josef Werum und Dipl.-Inf. Matthias Roth An der Fahrt Mainz Telefon: josef.werum@inpower.de matthias.roth@inpower.de 40