VERMARKTUNG VON STROM AUS BIOGASANLAGEN 24. MÄRZ 2015, DORFMARK/BAD FALLINGBOSTEL LEUPHANA <INNOVATIONS-INKUBATOR>
PROGRAMM 19:00-19:15 Begrüßung und Einführung Prof. Dr. Heinrich Degenhart / Leuphana Universität Lüneburg Harm Grobrügge / Fachverband Biogas e.v. 19:15-19:45 Hinweise und Empfehlungen zur Direktvermarktung aus wirtschaftlicher Sicht Mathias Schneider, Daniela Wachter / Leuphana Universität Lüneburg 19:45-20:15 Hinweise und Empfehlungen zur Direktvermarktung aus technischer Sicht Christian Holdack / Dreyer & Bosse Kraftwerke GmbH ab 20:15 Diskussion Moderation: Harm Grobrügge / Fachverband Biogas e.v. anschließend: Abendlicher Ausklang 2
HINWEISE UND EMPFEHLUNGEN ZUR DIREKTVERMARKTUNG AUS WIRTSCHAFTLICHER SICHT LEUPHANA <INNOVATIONS-INKUBATOR> 24.03.2015
AGENDA Vorstellung Projekt Märkte Organisationsmodelle Vergütungsmodelle 4
Projektvorstellung Laufzeit: 01.04.2013 31.03.2015 Gefördert von: der Europäischen Union aus Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) und dem Land Niedersachsen im Rahmen des EU-Großprojektes Innovations-Inkubator Lüneburg Kooperations- und Projektpartner: Bremer Landesbank; Dreyer & Bosse Kraftwerke GmbH; Energy2market GmbH; Fachverband Biogas e.v.; Finteler Biogas GmbH & Co. KG; Landwirtschaftliche Rentenbank; Nds. Ministerium für Ernährung, Landwirtschaft, Verbraucherschutz und Landesentwicklung; PlanWerk.Agrar GmbH Biogas-Landwirte sollen Strom-Vermarktung bestmöglich organisieren und finanzieren können, um in einem geänderten Marktumfeld wettbewerbsfähig zu bleiben Hauptaugenmerk richtet sich auf die sich entwickelnden Kooperationen von Biogasanlagenbetreibern Entwicklung von Handlungsempfehlungen für Anlagenbetreiber und Kreditinstitute 5
Märkte: Überblick Spotmarkt - für Deutschland an der EPEX SPOT in Paris: kurzfristiger und damit besser prognostizierbarer Lieferzeitraum geeignet für erneuerbare Energien Day-Ahead-Markt: durchschnittlicher monatlicher Börsenpreis ist Basis für Berechnung der Marktprämie Intraday-Markt: dient Stromhändlern zum kurzfristigen Ausgleich ihrer Bilanzkreise Reduktion des Einsatzes von Ausgleichsenergie; zunehmende Relevanz des Intraday-Handels zeigt sich im ständig steigenden Handelsvolumen Terminmarkt - an der European Energy Exchange (EEX) in Leipzig: Handel mit mittel- oder langfristige Stromliefervereinbarungen ( Terminkontrakte oder Futures ) mit Vorlaufzeiten von Wochen, Monaten, Quartalen oder Jahren Der hier gehandelte Strom stammt in der Regel aus konventionellen Kraftwerken mit langfristig planbarer Energieproduktion. OTC-Markt: Die meisten Strommengen in Deutschland werden im außerbörslichen, nicht standardisierten OTC-Handel ( over the counter = über den Ladentisch ) verkauft individuelle, meist langfristige, Verträge deshalb für den Handel mit Strom aus erneuerbaren Energien unwesentlich Regelleistungsmarkt: Es werden keine Strommengen, sondern Systemdienstleistungen angeboten - Frequenz soll bei 50 Hz gehalten werden Bedeutung als zusätzliche Erlösmöglichkeit für Biogasanlagenbetreiber stieg seit Beginn der Direktvermarktung ständig 6
03.07.2011 03.08.2011 03.09.2011 03.10.2011 03.11.2011 03.12.2011 03.01.2012 03.02.2012 03.03.2012 03.04.2012 03.05.2012 03.06.2012 03.07.2012 03.08.2012 03.09.2012 03.10.2012 03.11.2012 03.12.2012 03.01.2013 03.02.2013 03.03.2013 03.04.2013 03.05.2013 03.06.2013 03.07.2013 03.08.2013 03.09.2013 03.10.2013 03.11.2013 03.12.2013 03.01.2014 03.02.2014 03.03.2014 03.04.2014 03.05.2014 03.06.2014 03.07.2014 03.08.2014 03.09.2014 03.10.2014 03.11.2014 03.12.2014 03.01.2015 EUR/MW Märkte: Regelleistungsmarkt Leistungspreise Sekundärregelleistung (SRL) 2.000 Mittlere Leistungspreise SRL 1.500 1.000 500 0-500 -1.000-1.500-2.000-2.500 Mittlere Leistungspreise SRL negativ Mittlere Leistungspreise SRL positiv Trend (Mittlere LP SRL negativ) Trend (Mittlere LP SRL Positiv) 7
27.06.2011 27.07.2011 27.08.2011 27.09.2011 27.10.2011 27.11.2011 27.12.2011 27.01.2012 27.02.2012 27.03.2012 27.04.2012 27.05.2012 27.06.2012 27.07.2012 27.08.2012 27.09.2012 27.10.2012 27.11.2012 27.12.2012 27.01.2013 27.02.2013 27.03.2013 27.04.2013 27.05.2013 27.06.2013 27.07.2013 27.08.2013 27.09.2013 27.10.2013 27.11.2013 27.12.2013 27.01.2014 27.02.2014 27.03.2014 27.04.2014 27.05.2014 27.06.2014 27.07.2014 27.08.2014 27.09.2014 27.10.2014 27.11.2014 27.12.2014 EUR/MW Märkte: Regelleistungsmarkt Leistungspreise Minutenreserve (MRL) 50 Mittlere Leistungspreise MRL 0-50 -100-150 -200-250 Mittlere Leistungspreise MRL negativ Mittlere Leistungspreise MRL positiv Trend (Mittlere LP MRL negativ) Trend (Mittlere LP MRL positiv) 8
03.07.2011 31.07.2011 28.08.2011 25.09.2011 23.10.2011 20.11.2011 18.12.2011 15.01.2012 12.02.2012 11.03.2012 08.04.2012 06.05.2012 03.06.2012 01.07.2012 29.07.2012 26.08.2012 23.09.2012 21.10.2012 18.11.2012 16.12.2012 13.01.2013 10.02.2013 10.03.2013 07.04.2013 05.05.2013 02.06.2013 30.06.2013 28.07.2013 25.08.2013 22.09.2013 20.10.2013 17.11.2013 15.12.2013 05.01.2014 02.02.2014 02.03.2014 30.03.2014 27.04.2014 01.06.2014 29.06.2014 27.07.2014 24.08.2014 21.09.2014 19.10.2014 16.11.2014 14.12.2014 EUR/MW Märkte: Regelleistungsmarkt Leistungspreise Primärregelleistung (PRL) 10.000 Leistungspreise PRL 9.000 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 Maximale Leistungspreise PRL Mittlere Leistungspreise PRL Trend 9
Märkte: Regelleistungsmarkt Abrufe/Arbeitspreise SRL und MRL Arbeitspreise: Vergütung für die während des Angebotszeitraums tatsächlich geleistete Arbeit Mitte 2011 Ende 2013: mittlere Grenzarbeitspreise für positive SRL um 90,- EUR/MWh, für negative SRL um 10,- EUR/MWh; Tendenz: AP für positive SRL sinkend, AP für negative SRL gleichbleibend Mitte 2011 Ende 2013: mittlere Grenzarbeitspreise für positive MRL häufig um Null EUR/MWh oder 25,- bis 50,- EUR/MWh; mittlere Grenzarbeitspreise für negative MRL ähnlich; Tendenz: AP für neg. und pos. MRL gleichbleibend Abrufe Sekundärregelleistung: Wesentlich häufiger als bei Minutenreserve (SRL wird bereits bei kürzer andauernden Netzschwankungen aktiviert) Auch Abruf sehr kleiner Mengen (z.b. 0,5 MW pro Viertelstunde in einer Regelzone) Schätzung Stromhändler: 70 Stunden SRL pro Jahr (mit relativ hohen Arbeitspreis-Geboten) Abrufe Minutenreserve: Erfolgen nicht fast jede Viertelstunde, wie bei SRL, sondern nur einige Male am Tag Wenn Abruf, dann eher größere Menge (es sollen längere Störungen ausgeglichen werden) Schätzung Stromhändler: 30-40 Stunden MRL pro Jahr (mit mittelhohen Arbeitspreis-Geboten) Abrufhäufigkeit, als auch Arbeitspreisniveau können sich in den einzelnen Regelzonen unterscheiden 10
Märkte: Zusammenfassung und Empfehlungen Der Regelleistungsmarkt bietet derzeit interessante Erlös- und gute Kombinationsmöglichkeiten so können z.b. die Kombination von HT/NT-Fahrweise und SRL-Vermarktung sowie von MRL- und SRL-Vermarktung vorteilhaft sein. Hinsichtlich der verschiedenen Arten von Regelleistung ist festzuhalten, dass von PRL über SRL bis zur MRL die mittleren Leistungspreise sinken, die technischen Anforderungen an das BHKW jedoch auch. In der Vermarktung von SRL wird derzeit das größte Erlöspotential gesehen. Da die Entwicklung der Preise am Regelleistungsmarkt nur schwer abzuschätzen ist, sollten auch andere Vermarktungsformen betrachtet werden, wie z.b. die Erzeugung von Strom zu Spitzenpreis-Zeiten am Day-Ahead- oder Intraday-Markt. Die flexible Fahrweise wird in Zukunft eine wichtige Rolle spielen. Zudem führen mittelfristig aufgrund des politischen Drucks und auch als Möglichkeit der Erhöhung der Akzeptanz von Biogasanlagen bei der Bevölkerung, kein Weg an der zunehmenden Flexibilisierung vorbei. Die regionale Direktvermarktung und Stromvermarktung am zukünftigen Kapazitätsmarkt könnten mittel- bis langfristig interessante Erlösmöglichkeiten darstellen, jedoch bleibt bei beiden Vermarktungsformen noch die weitere Entwicklung der rechtlichen Rahmenbedingungen und Geschäftsmodelle abzuwarten. 11
Märkte: Direktvermarkter Die bereits begonnene Konsolidierung des Marktes wird in den nächsten Jahren weitergehen Wichtige Aspekte für zukünftige Entwicklung: Portfoliogröße breites Spektrum an Dienstleistungen Bonität bzw. deren Absicherung durch eine Bankbürgschaft (verpflichtenden Direktvermarktung, zusätzliches Unterscheidungskriterium zu angeglichenem Preisniveau unter Direktvermarktern) 12
Organisationsmodelle Kooperationsformen: (1) Vertragsverhältnis zwischen Anlagenbetreiber und Stromhändler (2) Formelle Erzeugergemeinschaft Stromhändler Derzeit sind ca. 32 Direktvermarkter auf dem Markt EVUs/Stadtwerke, (Grün-) Stromhändler, Zwischenhändler Anlagenbetreiber Organisator Erzeugergemeinschaft (3) Informelle Erzeugergemeinschaft Stromhändler Erzeugergemeinschaften Agieren bisher nicht eigenständig Dienen vornehmlich zur Verbesserung der Verhandlungsposition und zum Informationsaustausch zwischen den Anlagenbetreibern Zu hohe Hürden, um selbständig im Stromhandel zu agieren Zum Aufbau einer eigenen Handelsabteilung besteht derzeit keine Notwendigkeit (hoher Wettbewerbsdruck) Anlagenbetreiber Stromhändler Anlagenbetreiber sollten sich in Erzeugergemeinschaften zusammenschließen! 13
Vergütungsmodelle Vermarktung von kontinuierlich erzeugtem Strom (1) Modell 1: Betreiber trägt alle Risiken (Ausgleichsenergiekosten, niedrige Marktpreise) Betreiber zahlt Stromhändler Entgelt für Bilanzkreismanagement, Börsenzugang, etc. Stromhändler garantiert bisherige Einspeisevergütung als Deckel nach unten Modell 2: Betreiber erhält festen Anteil von der Managementprämie Stromhändler trägt Ausgleichsenergie- und Marktpreisrisiko Jahr 2013 515 kw 400 kw 530 kw 205 kw 191 kw Managementprämie 12.799 10.080 11.085 5.279 4.973 Börsenerlöse Referenzmarktwert -147-507 148-223 -241 Vermarktungskosten (0,05 ct/kwh) -2.133-1.680-1.848-880 -829 Ausgleichsenergiekosten -7.572-5.230-17.233-847 -1.277 Summe 2.947 2.664-7.847 3.330 2.626 Ergebnis Modell 1 (70% von Summe) 1.768 1.598 0 1.998 1.576 Ergebnis Modell 2 (70% der Managementprämie) 7.680 6.048 6.651 3.168 2.984 14
Vergütungsmodelle Vermarktung von kontinuierlich erzeugtem Strom (2) Variationskoeffizienten einzelner Biogasanlagen (links), Entwicklung des Variationskoeffizienten eines Portfolios bei einer steigenden Anzahl von Biogasanlagen (rechts). Ausgleichsenergiekosten sollten nicht direkt zugerechnet werden! 15
Vergütungsmodelle Vermarktung von bedarfsgerecht erzeugtem Strom (1) Modell 1: Betreiber zahlt Stromhändler Entgelt für Bilanzkreismanagement, Börsenzugang, Ausgleichsenergie etc. Betreiber erstellt selbst Fahrplan und behält sämtliche Zusatzerlöse Betreiber trägt Marktpreisrisiko Modell 2: Stromhändler erstellt Fahrplan Stromhändler garantiert bisherige Einspeisevergütung als Deckel nach unten Stromhändler erhält eine Beteiligung an den Zusatzerlösen 16
Vergütungsmodelle Vermarktung von bedarfsgerecht erzeugtem Strom (2) Einheit 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Spread: Peak 1) - Off-Peak 2) EUR/MWh 24,48 15,93 12,93 12,00 11,17 11,62 8,09 Maximaler Spread EUR/MWh 32,31 20,21 16,47 16,36 17,42 16,76 13,88 1) Peak: Stunde 9-20 2) Off-Peak: Stunde 1-8 & 20-24 Anlagenbetreiber sollten Fahrpläne selber erstellen! 17
Vergütungsmodelle Vermarktung von Regelleistung (1) Leistungspreis: Modell 1: Aufteilung der tatsächlich erzielten Erlöse nach einem festen Verhältnis Modell 2: Fester Prozentsatz vom Durchschnittswert der in einem Monat bezuschlagten Leistungspreisgebote Arbeitspreis: Modell 1: Fixer Arbeitspreis (darüber hinaus erzielte Erlöse behalten Stromhändler) Modell 2: Grundbetrag und variable Beteiligung an den Zusatzerlösen Weitere Unterschiede: Abrufreihenfolge Variante 1: solidarisch (alle abwechselnd oder gleichzeitig) Variante 2: niedrigster Arbeitspreis zuerst (gemäß interner Merit-Order) 18
Vergütungsmodelle Vermarktung von Regelleistung (2) Charakteristika Regelleistungsmarkt: - Pay as bid Auktion - Angebot und Nachfrage sind sehr volatil: - Hohe Infrastrukturkosten Stromhändler sollten die Preisstrategie festlegen und Zusatzerlöse fair aufteilen! 19
Vielen Dank für die Aufmerksamkeit 20