Vermarktung von Windenergie Serafin von Roon Vermarktung von Windenergie Serafin von Roon München, 13. Mai 2011 1
Windkraft in Deutschland Entwicklung bis heute Starkes Wachstum in den letzten 20 Jahre Erzeugung schwankt erheblich von Jahr zu Jahr 2
Windkraft in Deutschland Entwicklung bis 2030 Bis 2017 und 2030 soll jeweils eine Verdopplung der Erzeugung stattfinden Im Jahr 2030 etwa ein Drittel des Stromverbrauchs 3
Vermarktung im Rahmen des EEG Kalkulation für das Folgejahr Vermarktung für den Folgetag EEG AusgleichMechAV ex post Abrechnung der Bilanzkreise Untertägige Ausgleichsgeschäfte 4
Alternative Vermarktungsmöglichkeiten 17 Direktvermarktung (1) Anlagenbetreiberinnen und -betreiber können den in der Anlage erzeugten Strom kalendermonatlich an Dritte veräußern (Direktvermarktung), wenn sie dies dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats angezeigt haben. Der Vergütungsanspruch nach 16 entfällt im gesamten Kalendermonat für den gesamten in der Anlage erzeugten Strom. 37 EEG Weitergabe an die Lieferanten (1) Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die Strom an Letztverbraucher liefern, sind verpflichtet, den von dem für sie regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber nach 35 abgenommenen und vergüteten Strom anteilig gemäß einem rechtzeitig bekannt gegebenen, der tatsächlichen Stromabnahme nach 8 in Verbindung mit 16 angenäherten Profil abzunehmen und zu vergüten. Dies gilt nicht für Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die, bezogen auf die gesamte von ihnen gelieferte Strommenge, mindestens 50 Prozent Strom im Sinne der 23 bis 33 liefern. 5
Anreiz zur kalendermonatlichen Wahl Eine Direktvermarktung nach 17 EEG ist aus Sicht der Anlagenbetreiber wirtschaftlich nicht attraktiv 6
Anreiz zur Nutzung der EEG-Umlagebefreiung (Grünstromprivileg) Vergütung in ct/kwh 30 25 20 15 10 5 0 Vergütung Grenzwert 2008 Grenzwert 2009 Grenzwert 2010 Grenzwert 2011 Grenzwert 2012 FfE 502.13_655 Eine Direktvermarktung nach 37 (1) Satz 2 ist aktuell so attraktiv, dass die EEG- Umlagebefreiung zum 1.Juli 2011 auf 2,0 ct/kwh begrenzt wird Eckpunkte des EEG- Erfahrungsberichts und der EEG-Novelle : Mindestanteil fluktuierender EE von 25 % 7 Direktvermarktung nach 37 (1) Satz 2 lohnt sich, wenn gilt: (EEG-Umlage/EEG-Anteil + EEX-Preis) > EEG-Vergütung Somit gilt für einen Anteil von 50 %: (EEG-Umlage x 2 + EEX-Preis) > EEG-Vergütung Laut ÜNB +20% Sicherheitszuschlag
Zukünftige alternative Vermarktungsmöglichkeiten? Energiekonzept der Bundesregierung Wir werden die erneuerbaren Energien schrittweise an den Markt heranführen, wachsende Anteile aus der EEG-Förderung in das Marktgeschehen überführen und Anreize zur bedarfsgerechten Stromerzeugung schaffen. Dazu werden wir im Kontext der EEG-Novelle und auf Basis des EEG-Erfahrungsberichts ab 2012 die Einführung einer optionalen Marktprämie prüfen. Der Grundgedanke einer solchen optionalen Marktprämie besteht darin, dass die Anlagenbetreiber dann entweder die feste EEG-Vergütung in Anspruch nehmen oder den Strom direkt verkaufen können. Prämie Verkaufserlös Managementprämie Gleitende Prämie = EEG-Vergütung Profilfaktor * Strompreis(Phelix Base) Marktwert der EE 8
Grenzkosten in /MWh Wirkung der Windstromvermarktung auf die Day-Ahead-Preise 180 160 140 120 100 Kernenergie Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbinen Heizöl Stromangebot (Grenzkostenkurve) Stromnachfrage Angebotskurve auf Basis von Grenzkosten Aufgrund von Arbitragefreiheit: 80 60 40 20 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Last in GW FfE 502.13_632 EEX-Preise sind Referenzpreise Eine zusätzliche Windstromeinspeisung führt bei einer kurzfristigen Betrachtung im Mittel zu niedrigeren Preisen 9
Wirkung des Merit-Order-Effekts auf die Day-Ahead-Vermarktung Day-Ahead Erlöse in Mio. Zunehmende Day-Ahead-Vermarktung mit sinkenden Grenzerlösen Es gibt Situationen, in denen ein Mehr an verkauftem Windstrom ein Weniger an Einnahmen bedeutet 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4 30 GW o. Wind 50 GW o. Wind 70 GW o. Wind -0,6 502.13_687 0 5 10 15 20 mittlere Windstromeinspeiseleistung in GW 10
Ausgleich von Prognosefehlern Untertägig aktualisierte Prognosen => Ausgleich im Intraday-Handel Verbleibender Fehler wird als Ausgleichsenergie bilanziert Beispielwoche: 15.05.-21.05.2010 11
Auswirkungen der Prognosefehler auf das Vermarktungsergebnis von EEG-Strom Berechnungsmethode Verkauf der Ist-Einspeisung aus Windkraft und PV im Day-Ahead-Markt (hypothetisch) - Einnahmen der tatsächlichen Handelsaktivitäten und Bilanzkreisabrechnungen - Ausgaben der tatsächlichen Handelsaktivitäten und Bilanzkreisabrechnungen = Erlösdifferenz = Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern Monatliche Einspeisung im Untersuchungszeitraum 12
Fehlerenergie in GWh Kosten für Fehlerausgleich in Mio. Energie- und Kostenbilanz der Aktivitäten zum Ausgleich von Prognosefehlern 13 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0-500 -1.000-1.500-2.000-2.500-3.000-3.500 Intraday-Handel: Fehlerenergie Kosten Intraday Bilanzkreisausgleich EEG-Reserve FfE 502.13_00546 55 % des Handels sind Käufe und Nettozahlungen von 56 Mio. EEG-Bilanzkreises: Trotz deutlicher Überspeisung Nettozahlungen von 42 Mio. EEG-Reserve: Seltener Einsatz mit Vorhaltungskosten von etwa 16 Mio. Kosten 150 125 100 75 50 25 0-25 -50-75 -100-125 -150-175
Spezifische Kosten und Preise Die Kosten der Ausgleichsaktivitäten betragen etwa 2,5 /MWh Wind,PV Die entgangenen Mehrerlöse bei einer Day-Ahead-Ver-marktung betragen nochmals etwa 1 /MWh Wind,PV Zwei Drittel der Kosten entsteht durch den verbleibenden Fehler Ausgleichsaktivitäten sind im Vergleich zu einer Day-Ahead- Vermarktung wirtschaftlich von Nachteil 14
Zusammenfassung Übertragungsnetzbetreiber haben die Verantwortung für die Vermarktung und somit auch für die Prognosefehlern der EEG-Erzeugung EEG bietet Möglichkeiten der Direktvermarktung Stunden mit erhöhter Windstromeinspeisung weisen im Mittel einen geringeren Großhandelspreis auf (Merit-Order-Effekt) Sinkende Grenzerlöse für den Vermarkter von Windstrom Ausgleich der Prognosefehler senkt im Vergleich zu einer Day-Ahead die Erlöse (2010: 3 /MWh Wind+PV ) Erkannte Fehler günstiger als verbleibende Fehler Kleine Fehler deutlich günstiger als große Fehler 15
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Ansprechpartner: Dipl.-Ing. Serafin von Roon +49 (89) 158121-51 sroon@ffe.de Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. Am Blütenanger 71 80995 München www.ffe.de 16