Erlöse für die Zeit nach dem EEG Was passiert nach 2020?

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1 BWE-Seminar: Weiterbetrieb von Windkraftanlagen und , Crowne Plaza Hamburg Erlöse für die Zeit nach dem EEG Was passiert nach 2020? Dipl.-Ing. Josef Werum in.power GmbH, Mainz

2 Inhalt Über in.power Direktvermarktung - vom Pilotprojekt zum Marktmodell Marktprämie und sonstige Direktvermarktung Exkurs: Stromhandel an der Strombörse und Regelenergie Vermarktungsmöglichkeiten für die Zeit nach dem EEG: - Wie errechnen sich die Erlöse bei der Vermarktung? Das grün.power Konzept Projektbeispiel: regionales Grünstromprodukt für das Rhein- Main-Gebiet bzw. Rheinland-Pfalz Ausblick 2

3 Zur Person Dipl.-Ing. Josef Werum Jahrgang 1967 Studium der Elektrotechnik mit Schwerpunkt Energietechnik und Aufbaustudium Energiewirtschaft Zehn Jahre bei Hessischer Elektrizitäts-AG tätig, sechs Jahre davon im Vorstand der Ökostromtochter NaturPur Energie AG (bis ) Seit 2002 Dozent an der Hochschule Darmstadt im Bereich Regenerative Energien und Elektrizitätswirtschaft Eigene Unternehmensberatung seit Januar 2006 gemeinsame Gründung von in.power im Juli 2006 mit Matthias Roth 3

4 in.power Die Vision will neue Wege in der Energieversorgung aufzeigen und diese mit Partnern realisieren Langfristiges Ziel von in.power ist es, ein 100% regeneratives und umweltfreundliches Energiesystem in Deutschland zu schaffen Bereits heute sind Strukturen notwendig, die die Kräfte der Natur besser in die vorhandene Infrastruktur integrieren. in.power entwickelte bereits vor über 10 Jahren das Konzept des Virtuellen Kraftwerks weiter zum "realen" in.power energy network und schafft somit erstmals eine bundesweite Plattform zur Koordination von Energieerzeugung und Verbrauch 4

5 in.power Gruppe Direktvermarktung von Strom aus regenerativen und umweltfreundlichen Erzeugungsanlagen in.power energy network & trade Mitarbeit an Forschungsprojekten, z.b. E-Energy Forschungsprojekt Regenerative Modellregion Harz (Fraunhofer IWES Kassel u.a.) Forschungsprojekt IKT für Elektromobilität Harz EE-mobility in.power consult in.power GmbH in.power Forschung & Entwicklung beide Projekte gefördert v. BMWi/BMU Beratung in den Bereichen Regenerative Energie, Energiewirtschaft und IT in.power Gruppe unabhängiger Player in.power = independent power seit 2006 am deutschen Strommarkt Messstellenbetrieb: in.power metering GmbH Ökostrom-Versorgung: grün.power GmbH Energiedatenoptimierung: in.power optimise GmbH Regelenergievermarktung: in.power balance GmbH 5

6 in.power Gruppe Direktvermarktung von Strom aus regenerativen und umweltfreundlichen Erzeugungsanlagen in.power energy network & trade Mitarbeit an Forschungsprojekten, z.b. E-Energy Forschungsprojekt Regenerative Modellregion Harz (Fraunhofer IWES Kassel u.a.) Forschungsprojekt IKT für Elektromobilität Harz EE-mobility beide Projekte gefördert v. BMWi/BMU Beratung in den Bereichen Regenerative Energie, Energiewirtschaft und IT in.power consult in.power GmbH in.power Gruppe in.power Forschung & Entwicklung unabhängiger Player in.power = independent power seit 2006 am deutschen Strommarkt Messstellenbetrieb: in.power metering GmbH Ökostrom-Versorgung: grün.power GmbH Energiedatenoptimierung: in.power optimise GmbH Regelenergievermarktung: in.power balance GmbH Joint Venture Plattform: in.power network GmbH 6

7 in.power energy network Entstehungsgeschichte Zeitstrahl EEG 2004 EEG 2009 EEG MaPrV EEG 2014 EEG 2017 Vorbereitung Testphase und Erweiterung (Marktzugang wird über Gesetze erschwert) GO LIVE 100 MW 250 MW 500 MW 600 MW >850 MW >1.200 MW >1.300 MW Pilot-Start zum Börsenhandel mit Windstrom zum Einweihung i.pcc in.power control Center am in.power wird bundesweiter Messstellenbetreiber Start i.pem web Datenportal: in Gründung: in.power metering GmbH und grün.power GmbH Gründung: in.power optimise GmbH und in.power balance GmbH Gründung: in.power network GmbH 7 Stand:

8 es ist eigentlich kinderleicht Leo Lionni Swimmy 1963, 2004 für die deutschsprachige Ausgabe Beltz & Gelberg in der Verlagsgruppe Beltz, Weinheim/Basel 8

9 nur gemeinsam sind wir stark! 9

10 Operative Herausforderungen: DV Kernprozess (incl. sonst. DV ) PV 1 PV 2 %-Aufteilung, passgenau zur Kundennachfrage Wind park A Wind park B WINDENERGIE PROGNOSE Dienstleister 1 WINDENERGIE PROGNOSE Dienstleister 2 SOLARENERGIE PROGNOSE RISIKO ABSCHÄTZUNG HANDELS ENTSCHEIDUNG ABRECHNUNG OTC Handel z.b. 10 % ( sonst. DV ) z.b. 90 % (Marktprämie) Wind park C WASSERKRAFT PROGNOSE FAHRPLAN Regelenergie Wasser kraft 1 Wasser kraft 2 Biomasse 10

11 Fahrplan- und Prognosemanagement Steuerung Eskalationsmanagement Bilanzkreismanagement Abrechnung Visualisierung in.power control center (i.pcc) A B C D E F 1. Marktprämienmodell 2. sonstige Direktvermarktung 3. Regelenergiebereitstellung 4. BHKW / KWK-Optimierung 11

12 in.power Kundenportal (1/2) Kommunikation zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter 1. Messdaten: Bis zu 96 mal am Tag Übermittlung der 15-min.-Werte am Einspeisepunkt Visualisierung der Anlagenverfügbarkeit Grafische Anzeige sowie Exportfunktion 2. Anlagenmeldungen: Übermittlung der planbaren Betriebsunterbrechungen (Wartungsarbeiten, Revisionen) Übermittlung von Störungen und voraussichtlichen Ausfallzeiten Quelle: Automatische Prognoseaktualisierung 12

13 in.power Kundenportal (2/2) Verbessertes Monitoring 3. Erlösindikation: Übersicht über die errechneten Erlösströme Unterstützung beim Kaufmännischen Monitoring 4. Technische Auswertungen: Zeitreihen der einzelnen Quadranten Unterscheidbarkeit von kapazitiver und induktiver Blindleistung Störungen und schleichende Schäden an Anlagen und Kabeln so teils frühzeitig erkennbar Quelle: Daten vom Netzbetreiber meist nicht bereitgestellt 13

14 Kraftwerkspark in Deutschland (Ende 2016) MW PV Wind konventionell EE davon fee Bruttostromerzeugungskapazität Ende 2016: (Quelle: Eigene Berechnungen und Endbericht Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG geförderten Kraftwerken , Leipziger Institut für Energie GmbH, ) 14

15 Direktvermarktungsformen Direktvermarktungsformen 20 Abs. 1 EEG 2014 Marktprämie 20 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2014 Sonstige Direktvermarktung 20 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2014 Aktuelle Zahlen*: Marktprämie (geförderte Direktvermarktung): sonstige Direktvermarktung (ungeförderte Direktvermarktung ,68 MW 165,52 MW (Stand: Januar 2017) (Stand: Januar 2017) aktuelles Verhältnis: 362 : 1 (ca. 3 Promille) * 15

16 Prognose der installierten Anlagenleistung ( ) GW 130 Prognose der Entwicklung der installierten Leistung der Anlagen In der Studie nicht berücksichtigt: Im Jahr 2021 können ca MW Windkraftwerksleistung entfallen, wenn keine Vermarktungsalternativen gefunden werden Jahre Wasserkraft Deponiegas Klärgas Grubengas Energie aus Biomasse Geothermie Windenergie an Land Windenergie auf See (Quelle: Eigene Berechnungen und Endbericht Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG geförderten Kraftwerken , Leipziger Institut für Energie GmbH, ) 16

17 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 Prognose bestimmt zu handelnde Mengen an der Börse; IST-Einspeisung muss EEG Anlagenbetreiber vergütet werden Ausgleichsenergiekosten der Abweichungen 17

18 Prognoseabweichungen 18

19 Risiko der Ausgleichsenergie 19

20 Prognose (1) Day Ahead Day Ahead-Prognose; EEG-Teilportfolio A (Wind- und PV-Anlagen) 20

21 Prognose (2) Intraday Day Ahead-Prognose; EEG-Teilportfolio A (Wind- und PV-Anlagen) Intraday-Prognose; EEG-Teilportfolio A (Wind- und PV-Anlagen) 21

22 Prognose (3) Vergl. mit Ist-Messung Day-Ahead-Prognose; EEG-Teilportfolio A (Wind- und PV-Anlagen) Intraday-Prognose; EEG-Teilportfolio A (Wind- und PV-Anlagen) VNB-Messung; EEG-Teilportfolio A (Wind- und PV-Anlagen) 22

23 Primärregelleistung Sekundärregelleistung Minutenreserve Stromhandelsplätze in Deutschland und deren zeitlicher Rahmen Terminmarkt (EEX) Spotmarkt (EPEX Spot) Regelenergiemarkt Ausgleichsenergiemarkt (Day-After) Jahresprodukte Quartals-, Monats-, Wochenprodukte* Day- Ahead Intraday t 0 -(Jahre) t 0 -(Wochen) t 0 -(Tage) t 0 -(30 min.)** t 0 Stromlieferung seit auch Tages- und Wochenend-Futureprodukte ** seit Mitte Juli 2015 wurde die Vorlaufzeit im Intraday von 45 min. auf 30 min. abgesenkt 23

24 EPEX Spot Intraday ( bis ) Tiefstpreis, Höchstpreis, Letzter Preis Volumen, Index Base, Index Peak Quelle: 24

25 EPEX Spot Intraday ( bis ) Tiefstpreis, Höchstpreis, Letzter Preis Volumen, Index Base, Index Peak Quelle: 25

26 EPEX Spot Intraday ( bis ) Tiefstpreis, Höchstpreis, Letzter Preis Volumen, Index Base, Index Peak Quelle: 26

27 EPEX Spot Day-Ahead ( ) Preis, Preis Baseload, Preis Peakload Volumen Quelle: 27

28 EPEX Spot Day-Ahead ( bis ) Preis, Preis Baseload, Preis Peakload Volumen Quelle: 28

29 EPEX Spot Day-Ahead ( bis ) Preis, Preis Baseload, Preis Peakload Volumen Quelle: 29

30 EPEX Spot Day-Ahead ( , Sonntag) 15 Stunden < 0 /MWh Preis, Preis Baseload, Preis Peakload Volumen Quelle: 30

31 EPEX Spot Day-Ahead vs. Intraday ( , Mittwoch Heilig Abend) Day Ahead Intraday 0 6 Stunden < 0 /MWh Linkes Schaubild zeigt Day-Ahead, rechtes zeigt Intraday Beide Charts wurden auf 0-Linie normiert Stundenpreise im Day-Ahead und Viertelstundenpreise im Intraday unterscheiden sich deutlich (Differenz im Tagesmittel ca. 10 /MWh) Gehandelte Mengen Day-Ahead vs. Intraday (z.b. hier ca. 100:1) Preis, Preis Baseload, Preis Peakload Tiefstpreis, Höchstpreis Letzter Preis Volumen Volumen, Index Base, Index Peak Quelle: 31

32 Börsenpreise schwanken deutlich Engpass in F: Q4 2016: 37,60 /MWh Q3 2016: 28,26 /MWh? Quelle: 32

33 EE-Marktwerte vs. Börsenpreis 2016? Börsenpreis Q3 2016: 28,26 /MWh Quelle: Marktwert Wind onshore Q3 2016: 25,57 /MWh Börsenpreis: Q4 2016: 37,60 /MWh Marktwert Wind onshore Q4 2016: 30,24 /MWh 33

34 Regelenergie Frequenz [Hz] Frequenz [Hz] Erzeugung Verbrauch Erzeugung Verbrauch Abruf positiver Regelenergie durch: - Erhöhung der Erzeugung und/oder Verminderung des Verbrauchs Erzeugung und Verbrauch im Einklang 34

35 Regelenergiearten Primärregelung Aktivierungsgeschwindigkeit: < 30 Sekunden Typische Anlagen: Überwiegend thermische Großkraftwerke / PSW Sekundärregelung Aktivierungsgeschwindigkeit: < 5 Minuten Typische Anlagen: Pool aus thermischen und hydraulischen Kraftwerken / PSW Tertiärregelung (Minutenreserve) Aktivierungsgeschwindigkeit: < 15 Minuten Beliebiger Pool aus Erzeugern und Lasten 35

36 Regelleistungsprodukte Primärregelleistung (PRL) Sekundärregelleistung (SRL) Minutenreserveleistung (MRL) Aktivierung Automatisch Automatisch Automatisch Vollständige Aktivierung innerhalb 30 Sekunden 5 Minuten 15 Minuten Erbringungsdauer max. 15 Minuten max. 60 Minuten max. 4 Stunden Mindestangebotsgröße 1 MW 5 MW 5 MW Ausschreibung Wöchentlich Wöchentlich Täglich 36

37 Motivation Entwicklung des Anteils der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung 90% 80% 70% 60% 50% 40% Erneuerbare Energien Konventionelle Erzeugung 30% 20% 10% 0% Quelle: Dena, Netzstudie 2; Bundesregierung, Energiekonzept 37

38 Regelenergie Ausschreibung MW PRL SRL MRL positiv negativ Stand: November

39 Eignung Wind/PV zur Abdeckung nmrl (Daten 2012) Einspeiseleistung [MW] Abruf nmrl [MW] 1600 Skalierung: Faktor Winter (0-24 Uhr) Frühling (0-24 Uhr) Sommer (0-24 Uhr) Herbst (0-24 Uhr) 0 Quelle: Daten: eeg-kwk.net, regelleistung.net durchschnittlicher Tageslastgang im Quartal Windeinspeisung (Mittelwert) PV-Einspeisung (Mittelwert) nmrl-abruf (Mittelwert) 39

40 MW Eignung Wind/PV zur Abdeckung nmrl (Daten 2012) Bis auf 2 Stunden des Jahres ( , 18 Uhr und , 2 Uhr) hätten Wind + PV den nmrl-abruf komplett abdecken können. Unter Berücksichtigung sonstiger EE (Biomasse, Wasserkraft, etc.) wäre eine vollständige Abdeckung aller nmrl-abrufe im Jahr 2012 problemlos möglich gewesen Windeinspeisung PV-Einspeisung nmrl Quelle: Daten: eeg-kwk.net, regelleistung.net 40

41 14:54 15:22 15:50 16:18 16:46 17:14 17:42 18:10 18:38 19:06 19:34 20:02 20:30 20:58 21:26 21:54 22:22 22:49 23:17 23:45 00:13 00:41 01:09 01:37 02:05 02:33 03:01 03:29 03:57 04:25 04:53 05:21 05:49 06:17 06:45 07:13 07:41 08:09 08:37 09:05 09:33 10:01 10:29 10:57 11:25 11:53 12:21 12:49 13:17 Leistung [MW] Bereitstellung von Regelleistung durch Windkraftanlagen 25 Theoretische Bereitstellung von 5 MW negative MRL, Variante I: Bereitstellung aus abgeregeltem Zustand Verfügbare Leistung nmrl Abruf Reduzierte Fahrweise 41

42 14:54 15:22 15:50 16:18 16:46 17:14 17:42 18:10 18:38 19:06 19:34 20:02 20:30 20:58 21:26 21:54 22:22 22:49 23:17 23:45 00:13 00:41 01:09 01:37 02:05 02:33 03:01 03:29 03:57 04:25 04:53 05:21 05:49 06:17 06:45 07:13 07:41 08:09 08:37 09:05 09:33 10:01 10:29 10:57 11:25 11:53 12:21 12:49 13:17 Leistung [MW] Bereitstellung von Regelleistung durch Windkraftanlagen 25 Theoretische Bereitstellung von 5 MW negative MRL, Variante II: Paralleles Abfahren der verfügbaren Leistung Verfügbare Leistung nmrl Abruf Erzeugung mit Abruf 42

43 in.power-rückblick: Regelenergie mit Windkraftanlagen Erste Diplomarbeit bei in.power bereits vor 9 Jahren: Regelenergie aus Windkraftanlagen Diplomarbeit, TU Berlin, 2007 weitere Forschungsprojekte bei in.power: RegModHarz, BMU, 2008 bis Januar 2013 Harz-EE-Mobility, BMU, 2010 bis 2011 ReWP (Koordination Fraunhofer IWES), 2015 bis Zusammenarbeit mit Anlagenherstellern Regelenergietests mit Windkraftanlagen: bereits unzählige Tests 2012 bis 2013 und 2016 (im Rahmen des o.g. Forschungsprojektes ReWP) 43

44 Voraussetzungen für eine erfolgreiche Umsetzung 1. Day-Ahead-Prognose 2. Reserven vorhalten (Redundanz) 3. Angebot abgeben für Folgetag 4. Intraday-Prognosen bzw. Nowcasting 5. Bei Regelenergieabruf: Einsatzoptimierung des Pools Leistungsreduzierung Nachregelung 44

45 Regelenergie aus Windkraft Zeitstrahl und Ausblick Vorbereitung Umsetzung Testphase Beginn möglicher Präqualifikationsverfahren für Windparks Erste präqualifizierte Parks in der nmrl

46 Wohin mit den EEG-Mengen? Aktueller Stand Verschiedene Ansätze sind gescheitert, EEG-Mengen sinnvoll in Endkundenportfolien zu vermarkten: - Grünstromprivileg (abgeschafft zur EEG-Novelle 2014) - Grünstrommarktmodell GMM (2015 abgelehnt vom BMWi) - BMWi-Modell zur regionalen Grünstromkennzeichnung (abgelehnt am vom BEE, bne, bdew, DIHK, Verbraucherzentrale Bundesverband ) - Regionale Grünstromkennzeichnung wird dennoch im neuen EEG 2017 verabschiedet und führt zu Mehrkosten (1 /MWh) Gesucht werden neue funktionierende Geschäftsmodelle 46

47 Beispiele für Vermarktungsmöglichkeiten nach Ende des EEG In diesem Beispiel wurden nach EEG 2000 geförderte WKA betrachtet Die Direktvermarktung in Endkundenportfolien z.b. Kundenbelieferung als regionaler Ökostrom über sonstige DV erzielt beim aktuell niedrigen Marktpreis momentan die höchsten Erlöse (Problem: aktuell Nischenmarkt) [ /MWh] EEG Wind hoch 61,9 EEG Wind niedrig Hinweis Umrechnung: 10 /MWh = 1 ct/kwh Notwendige Erlöspanne für Weiterbetrieb der WKA (ca ) EEG 2000 Wind hoch EEG 2000 Wind niedrig Börsenvermarktung Kunden- Belieferung Sonst. DV z.b. grün.power-konzept Handelsoptimierung vermiedene NNE* Regelenergie zusätzliche System-DL z.b. Schwarzstartfähigkeit 47 * vermiedene NNE: vermiedene Netznutzungsentgelte

48 grün.power GmbH grün.power GmbH Gründung im Oktober 2012 Tochtergesellschaft des Direktvermarktungsspezialisten in.power GmbH Spezialisiert auf die Ökostrom-Versorgung von Endverbrauchern: Haushaltskunden sowie Gewerbe- und Industriekunden Leistungsspektrum: Physikalische, zeitgleiche Belieferung mit 100% Ökostrom Einbindung regionaler EEG-Anlagen Keine Um -Zertifizierung des Stroms Produkte aus regionaler bzw. deutscher Windkraft, Sonnenenergie und Wasserkraft Übernahme des gesamten Kundenwechsel- und Lieferprozesses: Kündigung beim Altversorger Anmeldung beim Netzbetreiber Stromlieferung Abrechnung und Kundenbetreuung 48

49 Das grün.power-konzept Die grün.power GmbH nutzt den Vertriebsweg der sogenannten sonstigen Direktvermarktung (DV) d.h. Verkauf von Grünstrom aus EEG-Anlagen an Endkunden zum Marktpreis Grünstrom, der über DV vermarktet wird, kann direkt Endkunden zugeordnet Es besteht eine Verbindung zwischen EEG-Anlage und Endkunde (=sogenannte Herkunftsnachweis) - im Gegensatz zu Graustrom, bei dem kein Herkunftsnachweis möglich ist Der Grünstrombezug wird somit sichtbar gemacht Vorteil: EEG-Strom der über die sonstige DV vermarktet wird, entlastet die EEG- Umlage! 49

50 Echter Ökostrom von grün.power Hintergrund: Konventionelle Ökostromanbieter betreiben i.d.r. sog. Green-Washing durch Einkauf günstiger Zertifikate aus Wasserkraft und Graustrom an der Börse Ökostrom-Kennzeichnung ohne zeitgleiche Vollversorgung Herkunftsnachweise können zu beliebigen Zeitpunkten erzeugt worden sein, ohne dem zeitgleichen Stromverbrauch zu entsprechen Damit sind konventionelle Kraftwerke notwendig grün.power Lösung: grün.power hat direkte Lieferverträge mit den Anlagenbetreibern Zu jeder ¼-Stunde zeitgleiche Vollversorgung mit Strom aus regionalen bzw. deutschen EE- Erzeugungsanlagen Einbindung von fluktuierenden EEG- Erzeugern wie Wind- und Photovoltaikparks Somit sind keine konventionellen Kraftwerke mehr notwendig Vorteile für RLP: Entlastung der EEG- Umlage Förderung der regionalen Stromerzeugung aus Windkraft direkte Lieferverträge und Photovoltaik mit den Einnehmen Anlagenbetreibern einer Vorreiterrolle Einbindung von beim Umsetzen fluktuierenden der EEG- Energiewende Erzeugern Beitrag Entlastung zur Realisierung der EEGder Umlage Zielvorgabe einer 100% Stromversorgung aus Erneuerbaren Energien 50

51 Beschaffung: Konventioneller Ökostromanbieter vs. grün.power konventioneller Ökostrom-Anbieter grün.power Herkunftsnachweise (Wasserkraft aus Norwegen, Österreich) EVU i.d.r. Kauf von Graustrom an der Börse i.d.r. Green-Washing durch Einkauf günstiger Zertifikate aus Wasserkraft i.d.r keine Einbindung von fluktuierenden EEG-Erzeugern i.d.r. keine Entlastung der EEG-Umlage direkte Lieferverträge mit den Anlagenbetreibern Einbindung von fluktuierenden EEG- Erzeugern Entlastung der EEG-Umlage Kunde steuert in welche Erzeugungsanlagen sein Geld fließt 51

52 Zeitgleichheit: Konventioneller Ökostromanbieter vs. grün.power konventioneller Ökostrom-Anbieter grün.power Ökostrom-Kennzeichnung auch ohne Zeitgleichheit Herkunftsnachweise können zu beliebigen Zeitpunkten erzeugt worden sein konventionelle Kraftwerke notwendig zu jeder ¼-Stunde zeitgleiche Vollversorgung mit Strom aus regionalen bzw. deutschen EE- Erzeugungsanlagen keine konventionellen Kraftwerke mehr notwendig 52

53 Beispiel: Regionales Grünstromprodukt für das Rhein-Main-Gebiet grün.power beliefert Haushalte im Rhein-Main-Gebiet u.a. mit Grünstrom aus fünf WEA in Mainz-Ebersheim. Das Stromprodukt wird unter der Marke grün.power premium vertrieben und besteht zu 15 % aus regionalem Windstrom, zu 5 % aus PV-Strom und zu 80 % aus Strom deutscher Wasserkraftanlagen. Ein zweites Produkt ( grün.power light ) besteht zu 2 % aus regionalem Windstrom und zu 98 % aus Strom deutscher Wasserkraftanlagen. grün.power bietet den Haushaltskunden einen günstigeren Tarif als den des örtlichen Grundversorgers. Die Haushaltskunden können damit ein hochwertiges Grünstromprodukt zu günstigen Konditionen beziehen. 53

54 Oftmals günstiger als der örtliche Grundversorgertarif (Bsp. Rhein-Main-Gebiet) Die Grundversorger haben zum Teil ihre Preise bereits zum 1. Januar 2016 nochmals angehoben. 54

55 Beispiel: Regionale Erzeugung in Windkraftanlagen in Mainz-Ebersheim Aktuell sind für grün.power (über in.power) über 500 Windkraftanlagen in ganz Deutschland zugänglich. In Mainz-Ebersheim sind bereits 5 Windkraftanlagen (Typ: Enercon E-40 je 600 kw) integriert. Aktuelle Summe: > MW (Deutschland) 55

56 Deutsche Erzeugung in Photovoltaikanlagen Aktuell sind für grün.power (über in.power) über 100 Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) in ganz Deutschland zugänglich. Darüber hinaus werden sukzessive weitere regionale PV-Anlagen integriert. Aktuelle Summe: > 250 MW (Deutschland) 56

57 Deutsche Erzeugung in Wasserkraftanlagen in Töging am Inn Gewässer Leistung Jahreserzeugung Inn 85 MW MWh Baujahr

58 Deutsche Erzeugung in Wasserkraftanlagen in Töging am Inn / Erweiterung Gewässer Leistung Jahreserzeugung Inn 85 MW MWh Baujahr 1924 Umbau / Erweiterung 2017 IBN: 2021 Ökologische Begleitmaßnahmen: Stillgewässer als Laichhabitate und Fischlebensraum, flußabwärtsgerichtete Fischdurchgängigkeit (Fischtreppe) am Jettenbach, Wiesenentwicklung an den Dammböschungen zur Förderung der Artenvielfalt, Herstellung von Reptilienhabitaten, usw. Leistung Jahreserzeugung Turbinen 110 MW (+25 MW) ca. 685 Mio. kwh (+ 120 GWh) 3 Kaplan- Turbinen Gesamtinvestition mehr als 200 Mio. Euro 58

59 grün.power übernimmt als Stromversorger alle relevanten Aufgaben Regionale bzw. dt. Windkraft Regionale bzw. dt. Sonnenenergie Haushalts- und Gewerbekunden Wasserkraft (Deutschland) 100 % Strom aus erneuerbaren und umweltfreundlichen Energien Keine Mindestvertragslaufzeit, keine Vorkasse, günstiger als Grundversorgertarif grün.power übernimmt alle Formalitäten (Kündigung beim Altversorger und Anmeldung beim Netzbetreiber sowie Abrechnung und Kundenbetreuung) 59

60 Nachhaltiges Ökostromkonzept von in.power/grün.power Elektrisches Netz Erzeuger Sonnenbatterie Bürogebäude Ökostromtankstelle optional Elektrofahrzeug 60

61 Ausblick Aktuell gibt es seitens des EEG bzw. der Politik keinen monetären Anreiz regionale Ökostromprodukte anzubieten. Das Modell der sonstigen Direktvermarktung könnte z.b. mit einer Stromsteuerreduzierung (um bspw. 1,5 ct/kwh, von 2,05 ct/kwh auf 0,55 ct/kwh) für Anbieter und Kunden attraktiver gestaltet werden. Diese Stromsteuerreduzierung könnte bereits ab 2017/2018 greifen und somit sukzessive Mengen bereits vor dem Ausscheiden aus dem EEG in geeignete Endkundenprodukte überführen. Die EU ließe diesen Spielraum zu. 61

62 Stand: 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 62