Aktuelle Herausforderungen in der DV

Transkript

1 Von Erträgen zu Erlösen Differenzierung bei Entgelten Dr. Thomas Krings Warnemünde, den 08. November 2017

2 Bausteine für ein Erneuerbares Energiesystem - Energielogistik ENERCONS Systemlösungen umfassen die gesamte Wertschöpfungskette für Erneuerbare und eröffnen Betreibern neue Chancen Direktvermarktung Einspeisemanagement- Abrechnung 1 2 Einrichtung der Fernsteuerbarkeit 3 4 Grünstromversorgung von EEG-Erzeugungsanlagen Messstellenbetrieb (perspektivisch) 7 6 Regelleistung Auch aus Wind 5 Direktbelieferung industrieller Verbraucher (Eigenversorgung) Grünstromversorgung von Endkunden Seite 2

3 Energielogistische Entwicklungsziele Die erforderlichen Schritte zur Umsetzung der Energiewende erfolgen kontinuierlich und erfordern eine umfassende Einbindung aller Marktakteure Eigenversorgung Klassische Direktvermarktung Regelleistung & Speicher Regionale Endkundenversorgung Langfristiger Fokus unserer Zusammenarbeit: Optimale und individuelle Vorbereitung auf die Anforderungen und Chancen des neuen Energiemarkts Begleitung des intensiven Lern- und Transformationsprozesses mit unserem energielogistischen Know-how Zusammen a) Transparenz schaffen, b) Chancen nutzen, c) Risiken steuern, d) Komplexität reduzieren und e) Kosten optimieren Seite 3

4 Energielogistische Entwicklungsziele Die erforderlichen Schritte zur Umsetzung der Energiewende erfolgen kontinuierlich und erfordern eine umfassende Einbindung aller Marktakteure Eigenversorgung Klassische Direktvermarktung Regelleistung & Speicher Regionale Endkundenversorgung Langfristiger Fokus unserer Zusammenarbeit: Optimale und individuelle Vorbereitung auf die Anforderungen und Chancen des neuen Energiemarkts Begleitung des intensiven Lern- und Transformationsprozesses mit unserem energielogistischen Know-how Zusammen a) Transparenz schaffen, b) Chancen nutzen, c) Risiken steuern, d) Komplexität reduzieren und e) Kosten optimieren Einfluss der Werttreiber in der Direktvermarktung auf die Dienstleistungsentgelte und die damit einhergehende Differenzierung von Standorten/Projekten. -> Von den Erträgen zu den Erlösen Seite 4

5 Steigender Anteil der Erneuerbaren am deutschen Strommix Die Sicherstellung einer zuverlässigen Stromversorgung fordert die Markt- und Systemintegration der fluktuierenden Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien 80% 29% 29% 22,6% 6,6% 9,2% 14,5% fehlende Marktanreize Optionale Direktvermarktung Verpflichtende Direktvermarktung Ausschreibungsverfahren EEG 2010 und früher produce and forget EEG 2012 EEG 2014 EEG 2017 Anreizmodell für die Markt- und Systemintegration der fluktuierenden Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien Seite 5

6 Bisherige Erfolge der Direktvermarktung Steigerungen der Vorhersagequalität für fluktuierende Erzeugung durch Direktvermarkter und deren Kooperationspartnern sorgt für eine nachhaltige Marktintegration Vermarktungskosten ( /MWh) ,00 Managementprämie Wind & PV (steuerbar) 7,50 6,00 5,00 Senkung der Marktintegrationskosten um 2/3 Netzführung erfordert genaue Prognosen fluktuierender Erzeugung Vorhersageungenauigkeiten und mangelnder Intraday-Handel waren maßgebliche Kostenbetreiber Erfolg durch steile Lernkurve in den Bereichen: Prognose 4,00 Day-Ahead-Handel 3 Intradayhandel Nutzung von Flexibilitäten 1 Live-Daten Seite 6

7 Bisherige Erfolge der Direktvermarktung Die Erfolge bei der Marktintegration von Erneuerbaren ermöglichen den Betreibern zusätzliche Erlöspotentiale Vermarktungskosten ( /MWh) 12,00 Managementprämie Wind & PV (steuerbar) 7,50 6,00 Tatsächliche Vermarktungskosten 5,00 Die tatsächlichen Vermarktungskosten liegen bislang unter den im EEG formulierten Erwartungen Betreibern von Bestandsanlagen (vor EEG 2014) erhalten durch die Direktvermarktung zusätzliche Erlöspotentiale Weitere Senkung der Vermarktungskosten durch verstärkten Fokus auf Live-Daten, Flexibilisierung und Prognoseoptimierung Technologische Entwicklung fördern weiteren Fortschritt; Speicher, P2G/P2H etc... Ø ENERCON/QUADRA als Systemdienstleister und -integrator 4,00 Zusätzliches Erlöspotential für Betreiber Seite 7

8 Handelsplätze für Direktvermarkter Direktvermarktern stehen im Wesentlichen die kurzfristigen Day-Ahead und Intraday- Märkte zur Bewirtschaftung der Portfolien zur Verfügung bis 12:00 Uhr am Vortag bis 15:15 Uhr am Vortag bis 30 Min. vor Lieferung Day-Ahead Markt (h) Day-Ahead Markt ( 1 / 4 h) Intraday Markt Trading until Delivery (TuD) (nicht Liquide) Terminmarkt Regelleistung Langfrist Kurzfrist Handelbare Produkte Echtzeit Tage Wochenenden Wochen Monate Quartale Jahre Stunden Viertelstunden Fokus Systemsicherheit & Physik Seite 8

9 Preisrisiken Am Day-Ahead-Markt bildet sich der Monatsmarktwert; nachgelagerte Preisbewegungen und Prognoseänderungen sind Risiken der Direktvermarkter bis 12:00 Uhr am Vortag bis 15:15 Uhr am Vortag bis 30 Min. vor Lieferung Day-Ahead Markt (h) Day-Ahead Markt ( 1 / 4 h) Intraday Markt TuD Markt Terminmarkt Regelleistung Langfrist Kurzfrist Echtzeit Preisrisiko getragen durch das EEG (gleitende Marktprämie) Intraday-Preisdifferenzen Preisrisiko getragen durch den Direktvermarkter (Dienstleistungsentgelt) AE-Kosten Monatsmarktwert Seite 9

10 Kosten in der Direktvermarktung Volatile und nicht vorhersehbare Kosten für Ausgleichsenergie und Intraday- Preisdifferenzen dominieren die Kosten in der Direktvermarktung Dienstleistungsentgelt variabel fix Börsengebühren Leistungsprognosen 24/7 Intraday-Handel Marktzugang und IT Intraday- Preisdifferenzen Ausgleichsenergie Großteil der Kosten entstehen durch Ausgleichsenergie und Intraday- Preisdifferenzen Ausgleichsenergie und Intraday- Preisdifferenzen sind sehr volatil und durch Erneuerbare getrieben Extreme positive und negative Preisspitzen, insbesondere am Ausgleichsenergiemarkt sorgen für ein großes zusätzliches Risiko Extremsituationen nehmen durch Zubau zu Aktuelles Preisniveau in der Direktvermarktung ist nicht risikoadäquat und erfordert weitere technologische Entwicklungen Seite 10

11 Exkurs Extremsituationen: Sturmtief Otto (30. April) In Phasen starker Einspeisung aus Erneuerbaren treten Extremsituationen bei der Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und Intraday-Preisdifferenzen auf Sturm Otto kam früher und stärker als Vortags erwartet Ausgleich einer Fehlposition von 100 MW in nur einer Stunde kostet bereits ID-Preisdifferenzen bis zu 60 /MWh Intraday-Preis Day-Ahead-Preis AE-Preis AE-Preise bis fast /MWh Seite 11

12 Differenzierung von Dienstleistungsentgelten Das Vorantreiben der Systemintegration bringt immer weitere, zunächst nachgelagerte Einflussfaktoren auf das Dienstleistungsentgelt in den Vordergrund 12 9 Vermarktungskosten ( /MWh) Differenzierte Vermarktungskosten für einzelne Standorte Verbesserungen bei der Systemintegration der Erneuerbaren bringt zunächst nachgelagerte Kostenbestandteile in den Vordergrund Performance einzelner Standorte muss anhand folgender Kriterien berücksichtigt werden: 6 Technik Geographie Betrieb 3 1 Tatsächliche Vermarktungskosten Marktumfeld Standortgüte/Marktwertdifferenz wird zunehmend dominierende Differenzierungsgröße Seite 12

13 Dominierende Differenzierungsgröße Marktwertdifferenz Die individuelle Bewertung von Standorten nach ihrer Marktwertdifferenz führt zu einer hohen Spreizung bei den Dienstleistungsentgelten Die EEG-Vergütung besteht aus zwei Komponenten: 1 Der Marktwert: Die bundesdurchschnittlichen Börsenerlöse für Wind-/Solarenergie 2 Die Marktprämie: Ausgleich zwischen Marktwert und EEG-Vergütung Marktprämie Die Differenz zwischen tatsächlichem Börsenerlös und Marktwert nennt sich Marktwertdifferenz und beträgt bis zu ca. ±5 /MWh. Negative Standortgüte Positive Standortgüte EEG-Vergütung Marktwert Auf Basis einer Online- Hochrechnung theoretisch erzielten bundesdurchschnittlichen Börsenerlöse für Wind oder PV Tatsächlich erzielte Börsenerlöse des einzelnen Windoder PV-Parks Seite 13

14 Einflussfaktoren einzelner Standorte auf Börsenerlöse Marktwertdifferenzen sind von vielen systematischen, sich teils überlagernden geographischen, technischen und politischen Faktoren abhängig Anlagentyp Betrieb Standort Technik Politik... Flügel-zu-Generatorverhältnis Turmhöhe Marktdurchdringung Rotorblattheizung Geographische Lage Topologie (Höhenlage) Umliegende Hindernisse Windhöffigkeit Nachtabsenkungen Eins.-Man.-Abschaltung Leistungsbegrenzung Reg. Rahmenbedingungen Zubau... Der Markt hat für viele Standorte zunächst nicht sachgerechte Entgelte herausgegeben Bewertung hat bei QUADRA bereits zu Beginn der DV stattgefunden Entgelte wurden dadurch oftmals als teuer wahrgenommen waren aber situationsgerecht Seit 2016 werden Marktwertdifferenzen einzelner Standorte vermehrt berücksichtigt Marktwertdifferenzen werden weiterhin einem stetigen Wandel ausgesetzt sein Seite 14

15 Beispiel: Auswirkungen des Netzausbau In Netzausbauregionen sind zukünftig weniger Eins.-Man.-Eingriffe zu erwarten, wodurch sich Marktwertdifferenzen verschlechtern und Entgelte steigen Anlagentyp Betrieb Standort Technik Politik... Flügel-zu-Generatorverhältnis Turmhöhe Marktdurchdringung Rotorblattheizung Geographische Lage Topologie (Höhenlage) Umliegende Hindernisse Windhöffigkeit Nachtabsenkungen Eins.-Man.-Abschaltung Leistungsbegrenzung Reg. Rahmenbedingungen Zubau... Eins.-Man. wird in der Regel bei Stromüberangebot und somit in Zeiten niedriger Börsenpreise eingesetzt Eins.-Man. verbessert Marktwertdifferenzen i.d.r. Hohes AE-Risiko Durch den Netzausbau werden Eingriffe in vielen Regionen zurückgehen Folgen (u.a.): Steigende Entgelte; teilweise um mehrere /MWh Längerfristige DV-Verträge in Netzausbauregionen unmöglich Seite 15

16 Beispiel: Auswirkung des Zubaus seit 2014 Marktwertdifferenzen älterer Anlagen verschlechtern sich durch den massiven Zubau von Schwachwindanlagen im deutschen Kraftwerkspool seit 2014 kontinuierlich Anlagentyp Betrieb Standort Technik Politik... Flügel-zu-Generatorverhältnis Turmhöhe Marktdurchdringung Rotorblattheizung Geographische Lage Topologie (Höhenlage) Umliegende Hindernisse Windhöffigkeit Nachtabsenkungen Eins.-Man.-Abschaltung Leistungsbegrenzung Reg. Rahmenbedingungen Zubau... Quelle: Deutsche Windguard GmbH Stand: 31. Dezember 2016 Durch den starken Zubau neuer Schwachwindanlagen auf hohen Türmen sinkt der Strompreis auch bei niedrigen Windgeschwindigkeiten Ältere Starkwindanlagen (<E-70) produzieren daher bei eher niedrigeren Börsenpreisen als noch vor 2014 Die Marktwertdifferenzen von Altanlagen sinken um 0,10 bis 0,30 /MWh pro Jahr Folgen (u. a.): Preisanpassungserfordernis alter DV-Verträge Seite 16

17 Zusammenfassung Extremsituationen im Strommarkt durch starke Einspeisung aus Erneuerbaren erfordert technologische Weiterentwicklungen zur Dämpfung der Risiken Direktvermarktung ist ein erfolgreiches Anreizmodell zur Markt- und Systemintegration von Erneuerbaren Weiterer Ausbau der Erneuerbaren verstärkt den Einfluss auf das Strompreissystem und verschärft Vermarktungsrisiken Wettbewerb unter den Vermarktern führt aktuell zu nicht risikoadäquaten Entgelten Unterschiedliche Marktwertdifferenzen bei verschiedenen Standorten führt zu großer Spreizung bei den Dienstleistungsentgelten Notwendigkeit weiterer technologischer und handelsseitiger Entwicklung ENERCON/QUADRA arbeitet als Systemdienstleister und -integrator an sektorübergreifenden Technologien: Regelleistung, Stromtankstelle, Speicher, Forschungsprojekte P2G Seite 17

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