Markt- und Systemintegration von Solarstrom

Transkript

1 Photon s 8th Solar Electric Utility Conference 28. März 2012 Markt- und Systemintegration von Solarstrom durch Direktvermarktung Matthias Roth in.power GmbH, Mainz

2 Inhalt Einführung Prozesse im liberalisierten Strommarkt In welches System integrieren wir? Was ist Direktvermarktung? Politische Entwicklung Heutige Formen der Direktvermarktung Integration von Solarstrom durch Direktvermarktung Zusammenfassung 2

4 Über in.power Gegründet im Juli 2006 Unabhängiger Player am deutschen Strommarkt Vollständig in Privatbesitz it 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 Integration mit Swimmy Leo Lionni i Swimmy 1963, 2004 für die deutschsprachige Ausgabe Beltz & Gelberg in der Verlagsgruppe Beltz, Weinheim/Basel 5

6 Integration mit Swimmy 6

10 Eine mögliche Modelldarstellung Marktrollenmodell im Europäischen Energiebinnenmarkt Quelle: BDEW 10

11 Prozesse im Strommarkt Erzeugung Handel Transport Vertrieb 11

12 Prozesse und Teilnehmer im liberalisierten Strommarkt Handel Erzeugung Transport Vertrieb Stromhändler/ Broker Vertriebe (EVU) Anlagenbetreiber Börse Anlagenbetreiber Verteilnetzbetreiber Übertragungsnetzbetreiber Vertriebe (EVU) Großkunden (Industrie & Gewerbe) Bewirtschaftet Bilanzkreise Erstellt Fahrpläne Trägt Ausgleichsrisiko Energiedatenmanagement Sucht Kunden, plant und produziert Erstellt Fahrpläne Sorgt für Ersatz bei Ausfall und trägt Ausgleichsrisiko Energiedatenmanagement Regelenergie (optional) Stromtransport Netzstabilität Bilanzierung Energiedatenmanagement Bewirtschaftet Bilanzkreise Erstellt Fahrpläne Trägt Ausgleichsrisiko Energiedatenmanagement 12

13 Abweichende Sicht auf Prozesse im EEG Handel Erzeugung Transport Vertrieb Übertragungsnetzbetreiber Anlagenbetreiber Verteilnetzbetreiber Übertragungsnetzbetreiber Kein Vertrieb Endverbraucher trägt Ausgleichsrisiko (Überwiegend) keine anlagenspezifischen Prognosen Betreibt Kraftwerk Keine Kommunikation über Ausfälle Produktion unabhängig von Nachfrage Fehlende Einbindung in Energiedatenmanagement ÜNB vermarktet EEG- Einspeisung Deutschlandweite Energieprognose Energiedatenmanagement Stromtransport Netzstabilität Bilanzierung Energiedatenmanagement Keine Nutzung der Wertigkeit des Stroms EEG Einspeisung nur (noch) finanziell gewälzt 13

15 Direktvermarktung Verkauf von Strom direkt im Großhandel bzw. an Strombörsen Für Solarstrom im EEG-Kontext Verkauf komplett außerhalb des EEG Vergütungsrahmens g Verkauf durch Nutzung der EEG-Optionen (EEG 2012) zur Direktvermarktung 15

16 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 16

17 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 17

18 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 18

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

20 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 EEG PV-Anlagen berücksichtigt wirtschaftlich zurzeit nicht interessant 20

21 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 21

22 Funktionsweise der Marktprämie Die Marktprämie wird dem Anlagenbetreiber zusätzlich zu den Vermarktungserlösen gewährt. Der Anlagenbetreiber trägt dabei alle hierbei entstehenden Risiken der Vermarktung. 352 /MWh 12 /MWh Managementprämie 2012 EEG-Vergütung 306 /MWh EEG-Vergütung abzüglich bülih Monatsmittelwert Marktprämie 46 /MWh 3-9 /MWh? /MWh Marktwert Solarstrom Profilservice Ausgleichsenergie g Weitere Risiken 22

23 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 23

24 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 g 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 24

25 Risiko Prognoseabweichungen Prognose - IST Vergleich in kwh für 50 MV PV Solarpark über 2 Monate PROGNOSE IST 25

26 Risiko Ausgleichsenergie 6000 Ausgleichsenergie in kwh für 50 MW PV Solarparküber2 Monate SALDO 26

28 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 Energiedaten-manage ment Betreibt Kraftwerk Meldet (im Idealfall) ll) Wartungen und Ausfälle Erstellt Fahrpläne (Prognosen) Trägt Ausgleichsrisiko Energiedatenmanagement Stromtransport Netzstabilität Bilanzierung Energiedatenmanagement Bewirtschaftet Bilanzkreise Erstellt Fahrpläne Trägt Ausgleichsrisiko Energiedatenmanagement Standardprozesse im heutigen Strommarkt Übernahme der meisten Standardprozesse durch den Direktvermarkter Teilnahme am Regelenergiemarkt möglich Bei Nutzung des Grünstromprivilegs direkte Bewirtschaftung von Vertriebsbilanzkreisen 28

29 Operative Herausforderungen für den Direktvermarkter Energieprognosen Genauigkeit und Zuverlässigkeit IST-Daten Kommunikation mit VNBs Qualität: Datenkonsistenz und Vollständigkeit Kraftwerksausfälle Störungen (auch geplante Wartungen!) oft nur sehr kurzfristig bekannt Einrichtung des in.power control centers zur Umsetzung und Optimierung i der Prozesse 29

30 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 30

32 Systemunterstützende Wirkung der Direktvermarktung Einbindung der Erneuerbaren in wichtige Standardprozesse im liberalisierten Markt Verbesserung der Energieprognosen durch Fokus auf Einzelpark-Prognosen Intensive Zusammenarbeit mit Prognosedienstleistern Einbindung von Anlagenmeldungen Verbesserung der Energiedatenqualität Integration in Energiedatenflüsse (etwa MABIS) Prüfung auf Konsistenz und Vollständigkeit für jeden Park Option der Regelenergiebereitstellung g g Investition in IT-Systeme Neue Anforderungen durch Integration erneuerbarer Erzeugungsanlagen Voraussetzung für Energiesystem der Zukunft Dezentrale Einspeisung und Eigenverbrauch Virtuelle Kraftwerke Übernahme wichtiger Systemfunktionen durch den Direktvermarkter, zum Beispiel 32

33 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 33

34 Direktvermarktung über in.power Unabhängiger, erfahrener Direktvermarkter Kein Risiko für den PV-Anlagenbetreiber Garantierte EEG-Vergütung + X Solarstromanlagen ab 1 MWp installierte Leistung 34

35 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! in.power GmbH Geschäftsführung Dipl.-Inf. Matthias Roth An der Fahrt Mainz Telefon: +49 (6131) matthias.roth@inpower.de 35