Die EEG-Novelle in der Praxis 3. IKS Kraftwerkskonferenz Strommarkt im Wandel Auf dem Weg zur regulierten Erzeugung Dr. Thomas Pilgram Berlin, 3. Juli 2014
Seite 2 Inhalt Kurze Vorstellung von Clean Energy Sourcing (CLENS) Auswirkungen der EEG-Novelle Bioenergie Wind und PV verpflichtende Direktvermarktung Fazit
Seite 3 Clean Energy Sourcing Gruppe: Zahlen und Fakten Wir sind einer der führenden Grünstromlieferanten für Industrie- und Gewerbekunden und Direktvermarkter von Strom aus EEG-Anlagen in Deutschland Gegründet 2008 als 100%ige Tochter der Q-Cells SE, seit 2010 konzernunabhängig Über 4 TWh Stromabsatz an namhafte, verantwortungsvolle Industrie- und Gewerbekunden Über 2.500 MW Wind, Solar, Wasserkraft und Bioenergie in der Direktvermarktung Regelenergieanbieter für Minutenreserve- und Sekundärregelleistung in allen Regelzonen Mehr als 50 Mitarbeiter an den Standorten Leipzig und Frankfurt Über 700 Millionen EUR Umsatz in 2013 Internationale Töchter für die Beschaffung von Grünstrom in Österreich und den Niederlanden
Unser Angebot: Grünstromversorgung, Direktvermarktung, virtuelles Kraftwerk und energiewirtschaftliche Dienstleistungen Seite 4 Versorgung von Kunden mit Strom aus Erneuerbaren Energien Eigenes Kundenportfolio mit Fokus auf Industrie- und Gewerbekunden Portfoliomanagement für andere Versorger (lokale/regionale) Stromversorgung aus EEG-Anlagen durch den Anlagenbetreiber Stromversorger powered by CLENS Integrierte Optimierung von Eigenversorgung und Strombezug Direktvermarktung, Regelenergie und bedarfsgerechte Stromerzeugung Vermarktung nach dem Marktprämienmodell mit Marktpreisgarantie Virtuelles Regelkraftwerk zum Angebot von Minuten- und Sekundärregelleistung Fahrplanbetrieb in Abhängigkeit von Strommarkt- und Regelenergiepreisen und marktübergreifende Optimierung (Termin, Spot, Intraday, Regelenergie) Abwicklung der Strom- und Regelenergievermarktung als Dienstleistung im Hintergrund
Seite 5 Bioenergieförderung wird faktisch eingestellt und Bestandsschutz teilweise aufgehoben Übermäßig harte Einschnitte bei der Bioenergie... durch Streichung aller Boni (insbesondere Einsatzstoff- und Gaseinspeisebonus) werden den Bioenergieausbau zum Erliegen bringen Zubau nur weniger MW pro Jahr kleine Gülleanlagen (< 75 kw) und einzelner Abfallvergärungsanlagen (in Summe < 10 MW/a erwartet) Der (aus-) atmende Deckel von 100 MW/a Zubau wird weit unterschritten werden Begrenzung der geförderten Strommenge für bestehende Biogasanlagen auf die höchste erreichte Jahres-Bemessungsleistung bzw. 95 % der am 31.7.14 installierten Leistung ( Höchstbemessungsleistung ) unnötiger Eingriff in den Bestand: 100 % d. install. Leistung hätten d. Ziel auch erfüllt zweierlei Maß: bestehende Eigenerzeugungsanlagen dürfen um 30 % erweitert werden
Seite 6 Aufgabe der Biogaseinspeisung und Biomethan-Nutzung: Gasnetz als größter Energiespeicher bleibt ungenutzt Streichung von Einsatzstoff- und Gaseinspeisebonus bedeutet, dass keine neuen Biomethan-BHKW wirtschaftlich machbar sind potenzielle Gasnutzer bestehender Einspeiseanlagen werden sukzessive aussterben Möglichkeit zur Umstellung bestehender Erdgas-BHKW bringt nur unzureichende Entlastung, weil jeweils ein Biomethan-BHKW mindestens gleicher Größe außer Betrieb gehen muss Vertrauensschutz wird gebrochen Gaseinspeiseanlagen werden entwertet, weil sie von immer weniger potenziellen Gasnutzern abhängig sind vor wenigen Jahren haben Regierung und Parlament Investoren mit großen Zielen (6 Mrd. m³/a Biomethaneinspeisung) in diese Technologie gelockt Gasnetz als größter Energiespeicher bleibt für den Ausgleich von Wind und Sonne durch Erneuerbare Energien ungenutzt
Seite 7 Flexibilisierung bleibt auf Biogasanlagen beschränkt Neuregelungen für die Flexibilisierung neuer Anlagen sind unerheblich, da kein Zubau neuer Anlagen zu erwarten ist neue Anlagen > 100 kw dürfen höchstens zur Hälfte ausgelastet werden Flexibilitätszuschlag (40 /kw installierte Leistung) statt Flexibilitätsprämie Flexibilisierung von Bestandsanlagen bleibt auf Biogas beschränkt Fortführung der Flexibilitätsprämie aus dem EEG 2012 (130 /kw Zusatzkapazität) aber: Deckelung auf 1.350 MW zusätzliche Kapazität gilt nur für Biogasanlagen: keine Förderung der Flexibilisierung anderer Bioenergieanlagen Bioenergiebranche droht als Zugpferd der virtuellen Kraftwerke verloren zu gehen derzeit mehr als 500 Bioenergieanlagen / 800 MW für Regelenergie präqualifiziert Bioenergie ist Grundlage aller neuen Marktakteure in diesem Bereich Einbindung von Erdgas-BHKW geht nur schleppend voran
Seite 8 Wind & Solar: Indirekte Risiken und unehrliche Kostendebatte Windenergie: Indirekte Risiken für den weiteren Ausbau Atmender Deckel ist eher (falsches) politisches Signal als reales Problem Hauptrisiko: Aussetzen der Marktprämie bei negativen Spotmarktpreisen Beschneidung des Ausbaupotenzials durch übertriebene Abstandsregelungen PV: Weitere Beschneidung des Ausbaus statt Ernte der Früchte der (teuren) Lernkurve Absenkung des atmenden Deckels von 3.500 MW auf 2.500 MW PV: Belastung des Eigenverbrauchs stellt weiteren Zubau im mittleren Segment in Frage Belastung des Eigenverbrauchs mit EEG-Umlage ist nicht gerechtfertigt, weil der PV- Eigenverbrauch die EEG-Umlage nicht belastet (im Vergleich zu Einspeisevergütung oder Marktprämie) Notwendig ist Neuregelung der Netzentgelte wird im Zuge der EnWG-Novelle (zusätzlich) erwartet richtig wäre Netzentgelte statt EEG-Umlage auf Eigenverbrauch, nicht zusätzlich!
Seite 9 Ziel der verpflichtenden Direktvermarktung ist die verbesserte Marktintegration Verpflichtende Direktvermarktung für neue Anlagen ab 500 kw ab 1.8.2014, ab 100 kw ab 1.1.2016 Einspeisevergütung in Ausnahmefällen: Kürzung der Vergütungssätze um 20 % Aussetzung der Förderung bei negativen Preisen am Spotmarkt bei negativen Spotmarktpreisen über sechs Stunden in Folge für neue Anlagen ab 3 MW (Wind) bzw. 500 kw ab 2016 Neue Risiken, die die betroffenen Akteure nicht beeinflussen können für Investoren: Preisentwicklung für Dienstleistungsentgelte (i.e. Ausgleichsenergiepreise), Wegfall Marktwertgarantie, negative Preise am Spotmarkt für Vermarkter: steigende Bonitätsanforderungen der finanzierenden Banken können mittelständische Vermarkter in Bedrängnis bringen Es ist zu bezweifeln, dass diesen Risiken adäquate Vorteile gegenüber stehen
Seite 10 Risiken der verpflichtenden Direktvermarktung nach (1/3) Risiko steigende Dienstleistungsentgelte Hintergrund Aktueller Stand Einschätzung Es besteht Unsicherheit hinsichtlich der langfristigen Entwicklung der Dienstleistungsentgelte, die an die Direktvermarkter zu zahlen sind. Frage: Dienstleistungsentgelt nach Ende des 1. DV-Vertrages? Sollte es zu einer allgemeinen Preissteigerung im Markt kommen, kommt dies einer nachträglichen Vergütungskürzung gleich. Abschluss längerfristiger Direktvermarktungsverträge ist möglich (und auch im Sinne vieler Direktvermarkter), aber kaum über 20 Jahre Die marktüblichen Dienstleistungsentgelte sind seit Einführung der Marktprämie massiv gesunken. Eine Umkehr dieses Trends ist auch für 2015 nicht absehbar, eher im Gegenteil. Starker Preiswettbewerb unter den Direktvermarktern. Aber: Viele Marktteilnehmer sehen das aktuell niedrige Preisniveau als nicht nachhaltig an. Über Abschluss langfristiger Verträge mit etablierten Vermarktern können die Risiken für die ersten Betriebsjahre minimiert werden. Banken dürften zukünftig noch mehr Wert auf Erfahrung/Bonität des Direktvermarkters legen. Das Niveau der Dienstleistungsentgelte könnte nach Ende des aktuellen Preiskampfes ansteigen. Aber: Preissteigerungen dürften erheblich kleiner als die (eingerechnete) Managementprämie ausfallen.
Seite 11 Risiken der verpflichtenden Direktvermarktung nach (2/3) Risiko Wegfall Marktwertgarantie Hintergrund Aktueller Stand Einschätzung Derzeit sichern Direktvermarkter zu, stets den Marktwert (monatl. Durchschnittspreis) zu vergüten. Dazu benötigen sie ausreichend große Portfolien und müssen alle Betreiber entsprechend vergüten. Einzelne Anlagen produzieren auch (leicht) über oder unter Marktwert - teilw. auch systematisch. Bspw. PV-Anlagen mit Ost-/Westausrichtung. U.U. könnte Marktwertgarantie für schlechte Anlagen entfallen (oder höheres DL-Entgelt anfallen). CLENS unterscheidet Anlagen derzeit nicht nach (potenziellem) Marktwert. Auch von anderen Direktvermarktern ist ein entsprechendes Vorgehen bisher nicht bekannt. Selbst wenn bereits historische Erzeugungsdaten (z. B. eines Windparks) vorliegen, dürfte eine Abschätzung des zukünftigen Marktwerts schwierig sein. Für Neuanlagen ist dies umso mehr der Fall. Für Anlagen mit verpflichtender DV wird es derzeit kein Problem darstellen, einen mehrjährigen Direktvermarktungsvertrag mit Marktwertgarantie abzuschließen. Langfristig kann ein gewisses Risiko für Anlagen mit schlechter Performance nicht gänzlich ausgeschlossen werden. Für Anlagen, die regelmäßig über Marktwert produzieren, besteht auch eine entsprechende Chance. Unklar ist, ob sich prinzipielle Anreizwirkung praktisch auswirken wird (z. B. bei der Standortwahl).
Seite 12 Risiken der verpflichtenden Direktvermarktung nach (3/3) Risiko Wegfall Marktprämie bei negativen Preisen für > 6 h Hintergrund Aktueller Stand Einschätzung Der Anspruch auf Marktprämie entfällt, wenn Preise an der EPEX sechs Stunden in Folge negativ sind. Gilt für WEA > 3 MW und sonstige Anlagen > 500 kw mit IBN nach 01.01.2016. Risiko, dass bei (zukünftig häufigerem) Auftreten Erlöse in signifikanter Höhe entgehen. Unklar: Nur Day-ahead-Preise oder auch Intraday? Werden Windparks für 3 MW-Grenze zusammengefasst? Gedrosselte 2,99-MW-WEA? Seit Einführung negativer Preise 2009 sind entsprechende Situationen relativ selten vorgekommen. Länger andauernde negative Preise treten vorwiegend in Sondersituationen auf (Weihnachten, Ostern etc.). Bisher ist kein eindeutiger Trend einer Häufung dieser Ereignisse erkennbar. Aber: Weiterer Wind-/PV-Zubau spricht prinzipiell für Häufung negativer Preise. Entscheidend für Preisstabilisierung ist Flexibilisierung von steuerbarer Erzeugung und Verbrauch. Beispiele: strompreisorientierter Betrieb von Biogas- und KWK- Anlagen, Lastmanagement, Powerto-Heat, längerfristig ggf. Power-to- Gas und andere Stromspeicher. Wind und PV sind der Situation machtlos ausgeliefert. Schwer abschätzbares Risiko, da insbesondere die Nutzbarkeit der preisstabilisierenden Optionen stark von politischen Entscheidungen abhängt.
Seite 13 Fernsteuerbarkeit als Voraussetzung für die Marktprämie Fernsteuerbarkeit als Voraussetzung für die Marktprämie Für Neuanlagen ab 2. auf Inbetriebnahme folgenden Monat Ab April 2015 auch für Bestandsanlagen Keine Bagatellgrenze, gilt für alle Anlagengrößen Sobald Smart Meter am Markt verfügbar sind, muss Fernsteuerung über diese erfolgen Nachrüstung der Fernsteuerungsanbindung kostet 3.000-5.000 je Zählpunkt Kleine, nicht fernsteuerbare Anlagen wechseln ggf. zurück in die Einspeisevergütung CLENS arbeitet an einer kostengünstigen Lösung für kleine Anlagen Bei Vermarkterwechsel muss unterbrechungslose Fernsteuerung gewährleistet sein Wettbewerbshemmnis: Risiko auf Verlust der Marktprämie bei Vermarkterwechsel Standardisierung notwendig Smart Meter-Pflicht ist keine hilfreiche Standardisierungsvorgabe Smart Meter erfüllen ÜNB-Standards für Regelenergie-Anbindung nicht Austausch vorhandener Fernsteuerungstechnik verursacht sinnlose Kosten
Seite 14 Verpflichtende Direktvermarktung auf Basis der Marktprämie: Kann die Marktintegration ohne den Kunden gelingen? Marktprämie basiert auf der Vermarktung am Spotmarkt der Strombörse Herkunftsnachweise gehen verloren -> keine Vermarktung als Grünstrom möglich Spotmarktpreise sind ungeeignet für Stromvertriebe, weil diese auf Termin einkaufen Gleichzeitig wird das Grünstromprivileg abgeschafft EE-Stromlieferung aus inländischen EE-Anlagen wird nahezu unmöglich Ökostrom wird dann nahezu vollständig aus dem Ausland kommen Marktintegration wird ausschließlich auf den Spotmarkt ausgerichtet Versorger haben nahezu keine Möglichkeit zur EE-Integration beizutragen Daher wurde eine Verordnungsermächtigung für die Grünstromvermarktung in das EEG aufgenommen Bedingungen: Europarechtskonformität und Kostenneutralität für EEG-Umlagenzahler
Seite 15 Grünstrommarktmodell: Strom aus Erneuerbaren Energien in den Wettbewerb um Stromkunden integrieren Vorschlag für die Umsetzung der Verordnungsermächtigung zur Grünstromvermarktung: Grünstrommarktmodell: optionale Vermarktung von EE-Strom außerhalb des Umlagesystems Stromversorger, der Strom ohne weitere Förderung direkt von EEG-Anlagen kauft im gleichen Umfang 1 (2014: 40 % insgesamt und 29 % aus Wind und Sonne) und zu den gleichen Durchschnittskosten (2014: 16,98 ct/kwh), wie EEG-Strom in Deutschland insgesamt erzeugt wird, erhält Herkunftsnachweise für diesen Strom und muss für den gesamten Absatz keine EEG-Umlage zahlen, weil er die gleiche Last trägt, wie wenn er EEG-Umlage zahlen würde Auswirkungen: Integration von EE-Strom in den Wettbewerb um Stromkunden Stromversorger können Strom aus EEG-Anlagen als Grünstrom vermarkten Wettbewerb um den möglichst kostengünstigen Ausgleich der Fluktuation (z.b. durch Handel, Lastmanagement, flexiblen Anlagenbetrieb, Speicher) zwischen den Versorgern Keine Belastung der EEG-Umlage, keine Grünstromlieferung auf Kosten der Umlagezahler 1 bezogen auf den umlagepflichtigen Letztverbrauch
Mehr Markt: Anlagenbetreiber nehmen die Forderung der Politik an und vermarkten ihren Strom an Kunden Seite 16 Stromversorger powered by CLENS: White Label Stromprodukte für Anlagenbetreiber oder Stadtwerke Strommarke: CLENS ist Versorger Dienstleistung im Hintergrund: Anlagenbetreiber ist Versorger Beispiel: Arge Netz Strom Arge Netz ist ein Zusammenschluss von Betreibern von Windparks, Biogasanlagen und PV-Anlagen in Schleswig-Holstein Stromprodukt für Haushalts- und Kleingewerbekunden als eigene Strommarke 100 % Strom aus Erneuerbaren Energien 20 % ungeförderter Windstrom aus Deutschland (sonstige Direktvermarktung)
Fazit EEG 2014: Keine grundlegende Reform, die die Probleme löst Seite 17 Bioenergieförderung wird eingestellt künftiger Ausbau beschränkt auf Güllekleinanlagen und einzelne Abfallanlagen kein Vertrauensschutz im Bereich Biomethan/Biogaseinspeisung Flexibilisierung bleibt auf Biogasanlagenbestand beschränkt Verpflichtende Direktvermarktung soll Marktintegration stärken Fokussierung auf Marktprämie und Spotmarkt neue Risiken für Investoren und mittelständische Vermarkter Zweifel, ob den Risiken angemessene Vorteile gegenüberstehen Neustart der Grünstromvermarktung? Verordnungsermächtigung ermöglicht Einführung einer Grünstromvermarktungsoption Chancen: Grünstrombelieferung und Integration in den Wettbewerb um Stromkunden CLENS-Vorschlag (gemeinsam mit anderen Akteuren): Grünstrommarktmodell
Kontaktdaten Dr. Thomas Pilgram Vorstand Katharinenstraße 6 04109 Leipzig Tel: +49 341 30 86 06 10 Fax: +49 341 30 86 06 06 Email: thomas.pilgram@clens.eu