wirtschaftliche aspekte der marktprämie aus erzeuger- / beratersicht

Wirtschaftliche Aspekte der Marktprämie aus Erzeuger- / Beratersicht

Dipl.-Ing. agr.

Torsten Müller

Treurat und Partner Unternehmensberatungsgesellschaft mbH

Lüneburg, 25.09.2012

Seite 2April 21, 2023

Agenda

1. Über uns

2. Grundsätzliches zum Marktprämienmodell

1. Bestandsaufnahme

2. Beispiel Biogas

3. Flexibilitätsprämie

3. Wirtschaftliche Aspekte am Beispiel Biogas

1. Mögliche Strategien

2. Mögliche Risiken


Wir beraten und unterstützen Unternehmen bei

allgemeinen betriebswirtschaftlichen Fragestellungen

Rentabilitäts- und Liquiditätsberechnungen im Rahmen der Investitions- und Finanzierungsplanung

der Beantragung öffentlicher Fördermittel und Finanzierungen

der Optimierung der Produktion (Spezialberatung Biogas und Landwirtschaft)

Projektierung und Begleitung von Investitionsmaßnahmen im Bereich erneuerbare Energien (Wind, Biogas, Solar)

Erstellung von Bewertungs- und Sanierungsgutachten (gem. IDW-Standard)

Coaching in der Betriebsführung von landwirtschaftlichen bzw. gewerblichen Unternehmen und Biogasanlagen


MarktprämienmodellBestandsaufnahme

Grünstromprivileg und sonstige Direkt-vermarktung spielen untergeordnete Rolle.

Marktprämienmodell mit intensivster Nutzung.

Jedoch große Unterschiede zwischen den Energieträgern.

Leistung der Direktvermarktung (in MW)

2012Marktprämien-

modellGrünstrom-

privilegsonstige Direkt-

vermarktungSumme

Jan 13.513 1.004 150 14.667

Feb 17.007 1.075 187 18.269

Mrz 19.462 890 189 20.541

Apr 20.375 1.213 192 21.780

Mai 21.598 1.203 185 22.986

Jun 22.817 1.326 185 24.328

Jul 23.957 1.423 153 25.533

Aug 25.066 1.314 149 26.529

Sep 25.870 1.353 133 27.356

Summe 189.665 10.801 1.523 201.98994% 5% 1% 100%

* Quelle: Informationsplattform der Deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Stand: 21.08.2012


Windkraft stellt Löwenanteil beim Marktprämienmodell.

Im Bereich der regelbaren erneuerbaren Energien hat bislang nur die Biomasse einen nennenswerten Anteil.

MarktprämienmodellBestandsaufnahme

Leistung im Marktprämienmodell (in MW)

2012Was-ser-kraft

GaseBio-

masse

Geo-ther-mie

Wind On-shore

Wind Off-shore

PV Summe

Jan 344 67 933 0 12.062 48 59 13.513

Feb 346 38 1.014 0 15.408 108 93 17.007

Mrz 383 38 1.110 0 17.631 133 167 19.462

Apr 378 38 1.223 0 18.296 203 238 20.376

Mai 380 41 1.344 0 19.153 223 456 21.597

Jun 392 42 1.433 0 19.884 238 828 22.817

Jul 419 37 1.519 0 20.526 253 1.202 23.956

Aug 425 41 1.611 0 21.311 268 1.409 25.065

Sep 450 42 1.700 0 21.761 283 1.633 25.869

Summe 3.517 384 11.887 0 166.032 1.757 6.085 189.6622% 0% 6% 0% 88% 1% 3% 100%

Marktmehrerlös soll durch …

Management von Vermarktungs-

risiken (Wind/PV) bzw.

durch Änderung des

Einspeiseverhaltens erzielt

werden (Biogas).

EEG-

Einspeise-

vergütung

Referenz-

marktwert

Marktprämie

Börsenpreis

Marktmehrerlös

DVEEG

Managementprämie (§§ 33 ff)

soll Prognoserisiken und -kosten ausgleichen!

Wind/PV

2012: 1,2 ct/kWh

2015: 0,35 ct/kWh

Biogas

2012. 0,3 ct/kWh

2015: 0,225 ct/kWhMgt.-prämie

Zahlung durch den Netzbetreiber

MP = EV – RW (mit RW = 5,7 – 0,3)

MP = 21,0 – 5,4 = 15,6 ct / kWh

21,00

5,70

Flexibilitätsprämie

April 21, 2023 Seite 6

MarktprämienmodellBeispiel Biogas


MarktprämienmodellFlexibilitätsprämie Biogas

Flexibilitätsprämie Ergänzend zur

Marktprämie (nur Biogas).

Für max. 10 Jahre “Baukostenzuschuss” von derzeit etwa 130 € pro kW bereitgestellter Regel-kapazität.

Prämie soll die Anlage fit für die bedarfsgerechte Stromproduktion machen (Gasspeicher, BHKW, Regeleinrichtungen).

20% 40% 60% 80% 100%

Ct/kWh Ct/kWh Ct/kWh Ct/kWh Ct/kWh

Anlagenleistung 0,15 0,30 0,74 1,04 1,34

alt = PBem €/a €/a €/a €/a €/a

190 kW 2.470 7.410 12.350 17.290 22.230

250 kW 3.250 9.750 16.250 22.750 29.250

400 kW 5.200 15.600 26.000 36.400 46.800

500 kW 6.500 19.500 32.500 45.500 58.500

800 kW 10.400 31.200 52.000 72.800 93.600

1.200 kW 15.600 46.800 78.000 109.200 140.400

Steigerung der inst. Leistung

Flexibilitätsprämie

Höhe der Flexibilitätsprämie in Abhängigkeit von der Leistungssteigerung sowie der vorherigen Anlagenleistung

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

20% 40% 60% 80% 100%

Steigerung der inst. Leistung

mö

gl.

Inve

stit

ion

svo

lum

en a

us

Fle

xprä

mie

250 KW

1.200 KW

800 KW

500 KW

400 KW

EUR

190 KW


Welche Investitionssumme wird durch die Flexibilitätsprämie gedeckt?



Gestellte Anforderungen an die Anlagen bzw. Anlagenbetreiber (u. a.):


Gasdicht abgedecktes Endlager sowie zusätzliche Gasverbrauchseinrichtung (z. B. Fackel).

Nachweis über erforderliche Gasspeicherkapazitäten (Teillastbetrieb, Stillstandszeiten).

Nachweis der flexiblen Fahrweise (Fahren einer dreitägigen fahrplangestützen Lastkurve).

Nachweis über die 100 %ige Direktvermarktung des Stroms, die Durchleitung durch ein öffentliches Netz, Einspeisezusage und Trafo des Netzbetreibers für die höhere erbrachte Leistung.

Nachweis der viertelstündlichen Messung und Bilanzierung der Ist-Einspeisung.

Behördliche Genehmigung für gesamte installierte Leistung.

Nachweis über die Verfügbarkeit einer fernsteuerbaren Leistungsregelung.

ZeitPrimärreserve (-)

Primärreserve (+)

Sekundärreserve (-)

Sekundärreserve (+)

Minutenreserve (+)

Minutenreserve (-)

Lastmanagement EEG (Erzmannschaltung) (-)

Lastmanagement (+)Im Regelenergiemarkt gibt es drei Regelenergiearten

1. Primärregelung

2. Sekundärregelung (in 5 min Leistung liefern)

3. Minutenreserve (in 15 min Leistung liefern)

Regelenergiemarkt ist gesetzliche geregelt, da die

50 Hz Frequenz für das Stromnetz zwingend

eingehalten werden muss!

Ausschreibung der Kapazitäten durch ÜNB!Quelle: e2m


MarktprämienmodellBereitstellung von Regelenergie

Mögliche Strategien der DV am Beispiel einer 500 kW Biogasanlage

Marktmehrerlöse

?

?

?

?


Prämientechn.

Voraussetzungen

Teilnahme Direktvermarktung ohne Änderung der Fahrweise

Marktprämie Managementprämie

keine

Bereitstellung von negativer Regelleistung

Marktprämie Managementprämie

Schnittstelle zu virtuellem Kraftwerk, evtl. zusätzlicher

Gasspeicher

aktive Teilnahme RegelenergieMarktptämie

Managementprämie Flexprämie

Schnittstelle zu virtuellem Kraftwerk, Schaffung zus. Erzeugungskapazität, evtl. zusätzlicher Gasspeicher

zusätzlich HT/NT Fahrweise s. o.s. o., häufig zusätzlicher Gasspeicher notwendig

Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien der Direktvermarktung


Nur rel. geringer Anreiz zur Teilnahme am Marktprämienmodell.

Marktmehrerlöse sind nur geringfügig vorhanden.

“Einsteigermodell” zur Teilnahme an der Direktvermarktung (Zwischenziel).

EEG-Vergütung zzgl. Mehrerlös wird meist vertraglich garantiert.

Passive Strategie (ohne Regelung)

durchschnittliche EEG-Vergütung 19,71 Ct / kWh

Ø Börsenpreis 5,00 Ct / kWh

Managementprämie (2012) 0,30 Ct / kWh

Marktprämie 15,01 Ct / kWh

Markterlös z. B. 5,00 Ct / kWh

Kosten Marktteilnahme (z. B.) -0,15 Ct / kWh

Stromerlös Direktvermarktung 19,86 Ct / kWh

Mehrerlös durch Direktvermarktung 0,15 Ct / kWh6.242 € / a

Grenz-Markterlös 4,85 Ct / kWh

Marktprämienmodell Biogas Mögliche Strategien (Beispielanlage)


Leistungspreis ist Marktpreis!

Entwicklung des Leistungspreises abhängig von Angebot und Nachfrage.

Weitere (geringfügige) Erlöse durch den Arbeitspreis möglich.

Erweitertes Einsteiger-modell ohne hohen Investitionensbedarf.

Bereitstellung negativer Regelenergie (passiv)


Ansatz Leistungspreis HT (-) 20.000 € / MW

Ansatz Leistungspreis NT (-) 50.000 € / MW

Produktionsverschiebung -40 %

"negative" Flexibilität -200 kW

Bereitstellungsentgelt (Leistungspreis) 14.000 € / a

Vermarktungskosten (z. B. 35 %) -4.900 € / a

Mehrerlös durch SR 9.100 € / a(nur Leistungspreis) 0,22 Ct / kWh


Technische Vorbereitung der Anlage zur Bereit-stellung von Regelenergie

“Überkapazität” BHKW wird geschaffen.

Ausreichender Gas-speicher muss vorhanden sein.

Flexibilitätsprämie im vorliegenden Beispiel nicht ausreichend zur Deckung der Investitions-kosten.

Mögliche Flexibilisierung der Anlage


BHKW (z. B. Motortausch) 300.000 €

Erweiterung Gasspeicher 0 €

Regel-SPS 15.000 €

Trafovergrößerung 40.000 €

Gesamtinvest 355.000 €

Abschreibung 41.167 € / a

Zinsansatz (5 %) 8.875 € / a

Kosten Flexibilisierung 50.042 € / a

installierte Leistung 845 kW

Bemessungsleistung 500 kW

Zusatzleistung nach Anlage 5 EEG 295 kW

Flexibilitätsprämie 38.350 €

vorläufiger Saldo Flexibilisierung -11.692 €


Leistungspreise sind Marktpreise!

Häufigkeit der Regelung kann über Arbeitspreis gesteuert werden.

Zusätzliche Erlöse durch Arbeitspreis (je nach Strategie).

Bereitstellung von Regelenergie (aktiv)


Ansatz Negativ 80.000 € / MW

Ansatz Positiv 70.000 € / MW

Produktionsverschiebung 25 %

Flexibilität 211 kW

Ansatz Flexibilität Negativ 211 kW

Ansatz Flexibilität Positiv 166 kW

Ergebnis Negativzeiten 16.900 € / a

Ergebnis Positivzeiten 11.645 € / a

Vermarktungskosten (z. B. 35 %) -9.991 € / a

Mehrerlös durch aktive SR 18.554 € / a(nur Leistungspreis) 0,45 Ct / kWh


Verschiebung der Produktion Richtung Tag.

Spread derzeit mit abnehmender Tendenz!

Mögliche Wärmekonzepte beachten.

HT/NT

Jahr 2007 2008 2009 2010 2011

BASE 3,799 6,576 3,885 4,449 5,281

Peak 5,616 8,807 5,115 5,502 6,235

Spread 1,817 2,231 1,23 1,053 0,954


kWh elektrisch im HT-Bereich 1.570.000 kWhel / a

Produktionsverschiebung +/- 40 %

bezahlte kWh 628.000 kWhel

Preisdifferenz im HT-Bereich 1,00 Ct / kWh

Vermarktungskosten (z. B. 35 %) -0,35 Ct / kWh

Mehrerlös 4.082 € / a

0,10 Ct / kWh


Marktprämienmodell Biogas Strompreis Intraday 22.09.2012

* Quelle: EEX

Zusammenfassung Wirtschaftlichkeit Direktvermarktung (Beispiel für eine 500 kW-Anlage)



passive DV neg. SRL aktive SRL zus. HT/NT

Mehrerlös DV (2012) 6.242 € 6.242 € 6.242 €

zus. neg. Sekundärreserve 9.100 €

SRL Leistungspreis 18.554 €

SRL-Arbeitspreis (30 %) 5.566 €

Vorteil HT/NT 4.082 €

Mehrerlös 6.242 € 15.342 € 30.362 € 34.444 €

Kosten Flexibilisierung -50.042 €

Flexprämie 38.350 €

vorl. Gewinnsteigerung 6.242 € 15.342 € 18.670 € 22.752 €

Achtung: Wirtschaftlichkeit muss für jede Anlage individuell ermittelt werden (keine

pauschalen Aussagen möglich)!!!


Zusätzlicher Deckungsbeitrag aus Leistungssteigerung"Altanlage"

Leistung 500 kW

Auslastung 95 %

Vollaststunden 8.322 h / a

Stromproduktion 4.161.000 kWh / a

Vergütung 19,71 Ct / kWh

Umsatz Strom 820.330 € / a

Umsatzsteigerung 92.681 € / a

variable Kosten:

Wartung BHKW 1,20 Ct / kWh

Eigenstrom 0,96 Ct / kWh

Substratkosten 7,88 Ct / kWh

10,04 Ct / kWh

var. Kosten Zusatzstrom 65.963 € / a

DB aus höherer Leistung 26.718 € / a

Mögliche Leistungssteigerung durch BHKW-Tausch (Beispielanlage)

Direktvermarktung (Flexibilisierung)

Leistung 550 kW

Stromproduktion 4.818.000 kWh / a

Vergütung 18,95 Ct / kWh

Umsatz Strom 913.011 € / a

Zusammenfassung Wirtschaftlichkeit Direktvermarktung inkl. Leistungssteigerung

auf 550 kW



passive DV neg. SRL aktive SRL zus. HT/NT

Mehrerlös DV (2012) 6.242 € 6.242 € 6.242 €

zus. neg. Sekundärreserve 9.100 €

SRL Leistungspreis 18.554 €

SRL-Arbeitspreis (30 %) 5.566 €

Vorteil HT/NT 4.082 €

Mehrerlös 6.242 € 15.342 € 30.362 € 34.444 €

Kosten Flexibilisierung -50.042 €

Flexprämie 38.350 €

DB aus höherer Leistung 26.718 €

vorl. Gewinnsteigerung 6.242 € 15.342 € 45.389 € 49.471 €

Achtung: Wirtschaftlichkeit muss für jede Anlage individuell ermittelt werden (keine

pauschalen Aussagen möglich)!!!

März April Mai Juni

Beginn Vermarkt.

Anmeldung beim VNB

Ende Vermarkt.

Ausfall Händler

Zahlungsausfall Preisrisiko PreisrisikoQuelle: e2m

Am konkreten Beispiel (500 kW Biogas): 3 Monate x 340.000 kWh x 5,0 Ct / kWh = 51.000 €


Wie schützt sich der Direktvermarkter vor diesem Risiko?

Sicherheiten hinterfragen – Garantien für 3 Monate über rd. 30 % der Umsätze Gespräch mit der finanzierenden Bank führen Informationen über Vertragspartner einholen (Handelserfahrung) Vertragsmuster einsehen und prüfen lassen Vertragliche Bindungsfrist beachten

Marktprämienmodell BiogasBetriebswirtschaftliche Risiken


Fazit

Direktvermarktung ist ein für die Zukunft zunehmend wichtiges Modell.

Je früher ich mich als Anlagenbetreiber damit befasse, desto besser.

Häufig wird zunächst eine passive Beteiligung an der Direktvermarktung der Einstieg sein.

Die gänzlich aktive Beteiligung ist unter den möglichen Risiken sowie den notwendigen Investitionen abzuwägen (für jede Anlage individuell zu betrachten)!

Deutliche Marktmehrerlöse sind nur bei einer bedarfsgerechten Stromproduktion zu erwarten (Flexibilisierung der Produktion).

Die Anlagenbetreiber bewegen sich dann ein Stück weit am Markt mit den damit verbundenen Chancen und Risiken.


Treurat und PartnerUnternehmensberatungsgesellschaft mbH

Stadtkoppel 26

21337 Lüneburg

[email protected]

www.treurat-partner.de

Fon: 04131 7895 390

Fax: 04131 7895 391

Vielen Dank für Ihr Interesse!

Platzhalter für Foto Ansprechpartner


MarktprämienmodellEinleitung

Direktvermarktung: Was bedeutet das?

Die Direktvermarktung ist im EEG geregelt und die Betreiber von EEG-Anlagen können zwischen EEG-Vergütungsanspruch und Direktvermarktung wählen.

In der Direktvermarktung können Zusatzerlöse zur EEG-Vergütung generiert werden.

Die Betreiber können monatlich wechseln. Der 20-jährige Vergütungsanspruch wird davon nicht berührt!

§§ 33b Nr. 2, § 39 EEG

§ 33b Nr. 3 EEG

EEG-Vergütung

Feste Einspeise-vergütung

§§ 16 ff. EEG§ 33b Nr. 1, § 33g EEG

Direktvermarktung

MarktprämieGrünstrom-

privileg

Sonstige Direkt-

vermarktung


MarktprämienmodellBeispiel Biogas

Direktvermarktung

MarktprämieFlexibilitäts-

prämie

Kapazitäts-komponente

Börsen-strompreis

Management-prämie

Flexibilitätsprämie nur für Biogas eingeführt.

Bedarfsgerechte Stromerzeugung soll unterstützt werden.

Nur in Kombination mit Direktvermarktung des Stroms.

Regelenergie ist eine Dienstleistung für das Stromnetz, um die Netzfrequenz

von 50 Hz durch Bereitstellen und Abnehmen von elektrischer Leistung konstant zu halten.

Übertragungsnetzbetreiber stabilisieren das Stromnetz auf 50 Hz

50 Hz

Quelle: GDGE

+ Positive Regelenergie: Erzeugung < Verbrauch

- Negative Regelenergie: Erzeugung > Verbrauch

MarktprämienmodellBereitstellung von Regelenergie



Marktprämienmodell BiogasBetriebswirtschaftliche Risiken

Anteilige Erlöse aus der Direktvermarktung (Biogas) Wer zahlt was?

Händler: Markterlöse und Marktmehrerlöse (ca. 25 %)

Netzbetreiber: Marktprämie, Managementprämie, Flexprämie (ca. 75 %)

Markterlöse Managementprämie Marktprämie Flexprämie Marktmehrerlös


Direktvermarktung: Worauf ist zu achten?

Vertragslaufzeit (automatische Verlängerung, Kündigungsfrist)

Laufzeit der Bürgschaft

Konditionen Managementprämie: Anteil oder Festpreis

Einmalige Zahlungen: Poolgebühren, Genossenschaftsanteile, etc.

Kosten für Installation

Option Regelenergie (Minuten- o. Sekundärreserve)

Option bedarfsgerechte Erzeugung

Marktprämienmodell BiogasVerträge


TextseitenEin Informationsfeld

Worin unterscheiden sich die Händler in ihren Angeboten?

Schwerpunkt negative / positive Regelenergie

Erfahrungswerte zumeist in der Grünstromvermarktung

Hardware und Installation werden vom Betreiber oder vom Händler getragen (Eigentumsübergang nach Ende der Vertragslaufzeit)

„Preisgarantie“

Managementprämie wird zw. Betreiber und Händler aufgeteilt oder direkt weitergereicht

Leistungspreis aufgeteilt / weitergereicht

MarktprämienmodellHintergrund

Atomausstieg und der weitere Ausbau der EE von derzeit 20 % (120 TWh) auf rd. 50 % bis zum Jahr 2030 erfordert aufgrund der Dezentralisierung der Energieerzeugung neue Strukturen in der Stromvermarktung.

Konkurrenzdruck auf Energieversorger wächst aufgrund der Liberalisierung der Strommärkte.

Stromhändler und Vertriebsorganisationen aus dem Mittelstand bieten Dienstleistungen im Rahmen der Direktvermarktung an.


wirtschaftliche aspekte der marktprämie aus erzeuger- / beratersicht

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