Positionspapier Direktvermarkter Erfahrungen und Weiterentwicklung

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1 Positionspapier Direktvermarkter Erfahrungen und Weiterentwicklung Die Direktvermarktung hat sich innerhalb weniger Jahre zum maßgeblichen Vermarktungsmodell für Erneuerbare Energien entwickelt. Mehr als 35 GW Erzeugungsleistung aus Erneuerbaren werden mittlerweile direkt über die Handelsbörsen vermarktet das entspricht 45 Prozent der insgesamt in Deutschland installierten Kraftwerkskapazitäten von Erneuerbaren Energien Tendenz steigend. Bei der Direktvermarktung verzichten die Anlagenbetreiber auf die tägliche Vermarktung des Stroms durch die Übertragungsnetzbetreiber. Stattdessen stellen sie sich dem Markt und dem damit verbundenen unternehmerischen Risiko. Viele kleine und mittelständische Unternehmen sind in dem Bereich als Dienstleister oder direkt als Anlagenbetreiber aktiv. Die Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien verstehen sich immer mehr als Energieversorger. Sie haben erheblich investiert: in den Echtzeitabruf der Einspeisung, in die Fernsteuerung von Erzeugungsanlagen und in Systeme zur Vorhersage, ob der Wind weht und die Sonne scheint. Damit haben sie Prognose, Handel und Steuerung der Erneuerbaren deutlich verbessert. Dabei hat sich gezeigt: Erneuerbare lassen sich auch bei einem weiteren Ausbau wettbewerblich, marktwirtschaftlich und unabhängig in den Markt integrieren wenn die Rahmenbedingungen richtig gesetzt sind. Statt radikaler Systemwechsel sollte ein evolutorischer Übergang zu einem stärker wettbewerblich ausgerichteten Marktdesign für erneuerbare Energien erfolgen. Die nachfolgenden Maßnahmen verstehen sich als kurzfristig umsetzbare no-regret -Optionen, mit denen die Marktintegration der erneuerbaren Energien verbessert und damit weitere Kostensenkungspotenziale erschlossen werden können. Sie sind zudem kompatibel mit mittel- und langfristig umsetzbaren, weiteren EEG- Reformschritten. Die Direktvermarkter fordern: Die wettbewerbliche Vermarktung Erneuerbarer Energien. Erneuerbare Energien müssen wettbewerblich, marktwirtschaftlich und unabhängig vermarktet werden können. Jeder Anlagenbetreiber muss die Möglichkeit haben, die Vermarktung selbst zu übernehmen oder einem Dienstleister zu übertragen. Die vergangenen Jahre haben gezeigt, dass das System funktioniert und für erhebliche Innovationsschübe sorgt. 1

2 Für bestehende Anlagen müssen deshalb die heute geltenden Regeln zur optionalen Direktvermarktung beibehalten werden. Anlagenbetreiber, die sich für die Direktvermarktung entscheiden, müssen eine Rückkehroption erhalten. Nur hierdurch kann ausgeschlossen werden, dass vor einer Gesetzesänderung die Flucht zurück in die feste Einspeisevergütung stattfindet. Für Neuanlagen begrüßen wir eine verpflichtende Direktvermarktung bei der die gleitende Marktprämie ex post festgelegt wird. Eine verpflichtende Direktvermarktung würde zu einem nochmals stärkeren Wettbewerbs- und Innovationsdruck auf Direktvermarkter und Betreiber führen. Denn diese müssten noch effizienter jede Möglichkeit zur Kostensenkung und bedarfsgerechten Produktion nutzen. Die Erneuerbaren Energien sind reif dafür, sich dem kurzfristigen Vermarktungsrisiko zu stellen. Das Vermarktungsrisiko ist kalkulierbar. Jeder der in eine neue Erneuerbaren-Anlage investiert, kann davon ausgehen, immer einen Vermarkter für seinen Strom zu finden. Den Erhalt der Investitionsbedingungen. Im Marktprämienmodell wird dem Investor jederzeit die Differenz zwischen dem Referenzwert einer Technologie und dem Fördersatz erstattet. Würde bei Einführung einer verpflichtenden Direktvermarktung ein Modell gewählt, bei dem der Investor das Marktpreisrisiko trägt, z.b. durch einen fixen Aufschlag auf den Börsenpreis, werden auch Banken und Betreiber fordern, dass Vermarkter ihnen einen Mindesterlös auf dem Strommarkt dauerhaft zusichern. Kein Direktvermarkter verfügt über genug finanzielle Stärke, um dies für viele Anlagen und lange Zeiträume zu leisten. Eine verpflichtende Direktvermarktung mit gleitender Marktprämie beschränkt das Risiko des Investors in diesem Fördermodell auf ein überschaubares Vermarktungsrisiko. Sie dürfte daher die Finanzierungskosten nur unwesentlich verteuern und verursacht auch keine höheren Sicherheitsanforderungen an den Direktvermarkter. 1. Warum müssen Erneuerbare Energien in den Markt integriert werden und warum eignet sich dafür die Direktvermarktung am besten? Die Direktvermarktung hat im Bereich der Erneuerbaren Energien einen intensiven Lernprozess ausgelöst. Erstmals reagieren EEG-Anlagen, die Erlöse durch die Direktvermarktung erzielen wollen, auf kurzfristige Preis- und Bedarfssignale des Marktes. Wie zuvor in der EEG-Vermarktung wird der Strom an der Börse angeboten. Jedoch haben die Beteiligten jetzt einen Anreiz, bei hohen Preisen (= hohe Nachfrage) viel bzw. bei negativen Preisen (= niedrige Nachfrage) nichts zu verkaufen. Damit kann der Strompreis wieder seine Lenkungsfunktion wahrnehmen, die er bei der klassischen EEG-Vermarktung verloren hat. Die Direktvermarktung vermeidet das produce and forget-prinzip 1 und entlastet das System. Wird zu viel Strom angeboten, passen Anlagenbetreiber ihre Erzeugung an. Obwohl der Rechtsrahmen für die Fernsteuerbarkeit erst seit Anfang 2013 besteht, haben sie investiert und bereits 60 % der Anlagen in der Direktvermarktung mit Vorrichtungen zur Fernsteuerbarkeit ausgerüstet. Betreiber, Direktvermarkter und Netzbetreiber haben die nötige Technik und Verfahrensabläufe abgestimmt und vielfach in der Praxis eingesetzt. Bei einem Stromüberangebot kann die Produktion in Sekunden herunter- und danach auch wieder hochgefahren werden, gesteuert von einer 1 Produce and forget : Der Übertragungsnetzbetreiber kauft jede erneuerbare MWh zum gleichen Preis, unabhängig davon, wie groß gerade der Bedarf ist. 2

3 zentralen Einheit. Das Potenzial zur Flexibilisierung wird genutzt und die Erneuerbaren Energien werden so wirksam in das Gesamtsystem integriert. In der Direktvermarktung konkurrieren derzeit rund 100 Unternehmen um Kostenvorteile durch bessere Vorhersagen, Energiedaten und Handelsaktivitäten. Je mehr das Produkt den Bedürfnissen der Betreiber und Investoren entspricht, desto mehr können sich diese auf den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien konzentrieren. Die klassische EEG-Vermarktung mit der fixen Einspeisevergütung überlässt den Netzbetreibern die Aufgabe, die Erzeugung aus Erneuerbaren Energien zu prognostizieren, zu verkaufen und abzurechnen. Damit wurden die Netzbetreiber vor Einführung der Direktvermarktung zum größten Stromhändler Deutschlands. Kernaufgabe der Netzbetreiber ist jedoch nicht der Handel mit Strom, sondern die Bereitstellung von Infrastruktur. Alle Kosten, die bei der Vermarktung von EEG-Mengen bei den Netzbetreibern anfallen, stellen sie über die EEG-Umlage dem Stromkunden in Rechnung. Eine Vermarktung im Wettbewerb findet nicht statt, zudem bestehen für die Netzbetreiber vergleichsweise geringe Anreize, die Vermarktung kosteneffizient zu betreiben. Die Direktvermarktung hat dazu beigetragen, dass sich die Kommunikation unter den Marktteilnehmern erheblich verbessert hat. Zwischen Anlagenbetreibern und Direktvermarktern sind vertrauensvolle Geschäftsbeziehungen entstanden. Manuelle Prozesse wurden automatisiert und haben zu schnelleren Abläufen mit weniger Fehleranfälligkeit geführt. Besonders im Bereich Biomasse und Biogas sind weitere positive Effekte der Direktvermarktung zu beobachten: Die bedarfsorientierte Fahrweise von regelbaren EE-Anlagen beginnt sich im Markt festzusetzen, denn erstmals stehen nun aktuelle Marktinformationen über Strompreisspitzen zur Verfügung, die eine Anpassung der Anlagenfahrweise rechtfertigen. Weiterhin hat das Marktprämienmodell dazu geführt, dass Biomasseanlagen die Regelbarkeit ihrer Anlagen auch auf dem Regelenergiemarkt anbieten und somit einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilität zu leisten. Diese Entwicklung ist erst mit dem EEG 2012 und der Direktvermarktung von Biogasstrom ermöglicht worden, da zuvor das Doppelvermarktungsverbot einen Markteintritt von Biogasanlagen auf dem Regelenergiemarkt verhinderte. Mit der bei den ÜNB präqualifizierten Leistung aus Biomasse-Anlagen lässt sich der negative Regelbedarf zur Vermeidung von Blackouts zu bis zu 20% decken. Ohne die Direktvermarktung ist eine marktwirtschaftlich orientierte Systemintegration von EEG-Anlagen und sich daraus ergebende Kosteneinsparungen nicht realisierbar. 2. Welche Entlastungseffekte hat die Direktvermarktung? Bessere Prognosen gleich niedrigere Netzentgelte Direktvermarkter investieren kontinuierlich in bessere Vorhersagen und einen kontinuierlichen Intradayhandel sowie die online-anbindung, um den Bedarf verbleibender Ausgleichsenergie möglichst klein zu halten. Die Kosten für die Vorhaltung dieser Regelleistung legen die Netzbetreiber über die Netzentgelte auf die Verbraucher um. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien würde der Bedarf an Regelleistung ohne Veränderung der Methodik steigen. Je höher der Bedarf, desto teurer wird das System. Durch verbesserte Vorhersagen, wann der Wind weht und die Sonne scheint, sowie einem auf Onlinewerte gestützten Intradayhandel können die Kosten für die Vorhaltung von Regelenergie gesenkt werden. 3

4 Vermeidung negativer Preise gleich niedrigere EEG-Umlage Negative Preise an der Börse sind schon heute keine Seltenheit mehr. Auf Grund des weiteren Ausbaus Erneuerbarer Energien in den kommenden Jahren wird erwartet, dass Situationen mit niedrigen bzw. negativen Marktpreisen künftig noch deutlich häufiger auftreten werden. Da die Übertragungsnetzbetreiber die Kosten, die bei der Vermarktung der EEG-Mengen anfallen, letztlich über die EEG-Umlage dem Stromkunden in Rechnung stellen, bedeuten niedrige oder negative Strompreise letztendlich steigende Kosten für den Endkunden. Die Direktvermarktungsregeln sorgen in Zeiten negativer Strompreise dafür, dass zum Beispiel Windkraftanlagen ihre Erzeugung drosseln. Wird weniger Energie erzeugt, steigt der Preis an der Börse wieder an. Hierdurch wird die EEG-Umlage entlastet und die Verbraucher müssen weniger zahlen. Ohne Direktvermarktung keine Reserveleistung aus Erneuerbaren Jedes Energiesystem braucht Reserveleistung. Reserveleistung ist die Leistung, die zusätzlich zum prognostizierten Bedarf vorgehalten werden muss, um in Notfällen die Sicherheit der Stromversorgung aufrecht zu erhalten. Erneuerbare Energien dürfen diese Reserve künftig nicht nur in Anspruch nehmen, sondern müssen, ebenso wie konventionelle Kraftwerke diese auch selbst bereitstellen können. Die Direktvermarktung schafft die technischen, vertraglichen und regulatorischen Voraussetzungen, um die Einspeisung der Erneuerbaren in Echtzeit zu verfolgen und zu steuern. Hierdurch kann Biomasse schnell und flächendeckend als Reserveleistung (in Minuten- und Sekundärreservemärkten) zur Verfügung stehen. Künftig sollte auch Wind am Regelenergiemarkt teilnehmen können. Dieses zusätzliche Angebot senkt die Preise für Reserveleistung und -energie. Für Stromverbraucher führt dies zu sinkenden Preisen. 3. Was kostet die Direktvermarktung? Die Direktvermarktung macht die Kosten für Marktanbindung und Prognosen transparent und prognostizierbar, zudem sinken die Kosten bis 2015 weiter ab. Um EE-Anlagenbetreibern einen Anreiz zu geben, von der fixen EEG-Vergütung in das Marktprämienmodell mit allen genannten volkswirtschaftlichen Vorteilen zu wechseln, wurde die Managementprämie eingeführt. Die Einnahmen der Managementprämie werden über ihren Anreizcharakter hinaus aber auch benötigt, um die Zusatzkosten für verbesserte Prognosen, Handelszugang und Netzbetreiberkommunikation zu tragen. Die Höhe der Managementprämie hat Anfang 2012 zu einer Debatte über die Angemessenheit geführt. Dies führte zu einer erheblichen Absenkung seit Festgelegt wird die Managementprämie auf Grundlage eines unabhängigen energiewirtschaftlichen Gutachtens, das vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit in Auftrag gegeben wird. Durch die Direktvermarktung sind die Kosten kalkulierbar geworden und degressiv angelegt. Die Direktvermarkter tragen hierbei ein Risiko, welches vorher über die EEG-Umlage den Endkunden aufgebürdet wurde. In einer Vermarktung durch die ÜNB gibt es hingegen unkalkulierbare Kostenwälzungen. Eine Absenkung ist nicht zwingend zu erwarten. 4

5 Die mit der Direktvermarktung verbundenen Transaktionskosten und Kosten für Regelenergie für Windkraft- und Photovoltaikanlagen werden innerhalb des Marktprämienmodells 2013 mit 0,65 ct/kwh vergütet wird diese Vergütung auf 0,45 ct/kwh und 2015 auf 0,3 ct/kwh sinken. Anlagen, die eine technische Einrichtung zur gezielten Fernsteuerung besitzen und deren Produktion damit vom Direktvermarkter der Nachfrage am Strommarkt angepasst werden kann, erhalten eine höhere Vergütung (2013: 0,75 ct/kwh, 2014: 0,60 ct/kwh, 2015: 0,50 ct/kwh). Die Fernsteuerbarkeit ist der Türöffner, durch den es technisch möglich ist, erneuerbare Energien bedarfsgerecht zu steuern und einen Beitrag zu Stabilität der Netze zu leisten. Für steuerbare Technologien wie Biogas, Biomasse oder Wasser betragen die Vergütungen 2013: 0,275 ct/kwh, 2014: 0,25 ct/kwh und 2015: 0,225 ct/kwh. 5