Finanzierungsaspekte der Marktprämie - Biogas Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien:...

Finanzierungsaspekte der Marktprämie - Biogas

Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien: Erfahrungen mit der Marktprämie nach EEG 2012

25.09.2012, Lüneburg

Lars Holstenkamp (Leuphana Universität Lüneburg)

Agenda

Einleitung(Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung)

Ertragsseite(Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung)

Rechtliche Besonderheiten(Großanlagen, Wärmenutzungspflicht)

Marktüberblick(Akteure, Vertragsmodelle)

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Einleitung – Besonderheiten von Biogas

8000 Volllaststunden und mehr (grundlastfähig); aber auch: speicherbar, damit flexibel einsetzbar

Bedarfsorientierte Einspeisung denkbar (regelbar) Motivation für zusätzliche Flexibilitätsprämie Technische Anforderungen (BHKW, Gaslager)

Rechtliche Besonderheiten Verpflichtende Marktprämie Wärmenutzungspflicht

Finanzwirtschaftliche Besonderheiten Vergleichsweise hoher Anteil (landwirtschaftliche) Unternehmens-

finanzierung oder Limited-Recourse-Projektfinanzierung (bzw. Projekt-finanzierung mit Elementen der Unternehmensfinanzierung)

Zentrales Risiko: (Betreiberrisiko und) Ressourcenrisiko (Flächen-sicherung/Substrate)

Änderungen durch das EEG 2012 (Erhöhung der Komplexität)25.09.2012Recht & Finanzierung Erneuerbarer Energien: Erfahrungen mit der Marktprämie 3

Einleitung – Hintergrund zur Erhebung

Datenerhebung und -analyse einer studentischen Arbeitsgruppe (A. Cham, M. Schneider, D. Thrien) Experteninterviews Auswertung von Verträgen Wirtschaftlichkeitsberechnungen Diskussion beim Leuphana Energieforum (18.09.2012)

Gespräche mit Branchenvertretern, weitere studentische Arbeiten zu Biogas

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Agenda

Einleitung(Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung)

Ertragsseite(Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung)

Rechtliche Besonderheiten(Großanlagen, Wärmenutzungspflicht)

Marktüberblick(Akteure, Vertragsmodelle)

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Ertragsseite – Marktprämie

EPEX Spot Monatsmittel Phelix Base, kein Korrekturfaktor „Durchhandeln“ als sichere Strategie Aber: dann nur 0,3 Ct./kWh Managementprämie (analog zu Wind, PV)

Höhere Erträge durch Managementprämie (=> Aufteilungsregel) Wartung in Niedrigpreisphasen Flexible Einspeisung (s.u.)

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Ertragsseite – Regelenergiemärkte

Im Biogasbereich: hauptsächlich negative Sekundär- und Minutenreserve Leistungs- und Arbeitspreis Bei den meisten Anbietern in Kombination mit Marktprämienmodell/

Spotmarkt (Ertragschancen) Aktuell wenige Akteure am Markt

Marktstrukturrisiko Schwer zu prognostizieren

Weitere Risiken Nichtverfügbarkeit angemeldeter Regelleistung Motorenverschleiß (fehlende Praxiserfahrung, Entwicklung/F&E-Bedarf)

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Ertragsseite – flexible Einspeisung

Flexibilitätsprämie (§ 33i EEG) Grundidee: Ausnutzung von Preisschwankungen, Einspeisung nur

bei höheren Preisen Vorteil gegenüber konstanter Einspeisung bei größeren Preisunterschieden

(spreads) Unterschiedliche Zeitfenster: innerhalb eines Tages, zwischen Tagen,

saisonal(?) Voraussetzung: Preisunterschiede sind vorhanden und so groß, dass sie

höhere zahlungswirksame Aufwendungen zu Beginn (Investitionskosten) kompensieren

Notwendige Investitionen Zusätzliches BHKW/höhere Kapazität Gaslager (extern?) Genehmigung, Planung, Transformator, Wärmespeicher

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Ertragsseite – flexible Einspeisung

Folgen für Finanzierung: Projektfinanzierung: neu zu verhandeln (Transaktionskosten) Landwirtschaftliche Unternehmensfinanzierung: eher unkritisch (auf Betrieb

abgestellt) Bewertung/Einschätzung der Risiken

Entwicklung der spreads unsicher Ggf. Risikoausgleich (Agrarpreise Energiepreise) Höhere Genehmigungs- und Sicherheitsauflagen

Rechnet sich nur bei größeren Anlagen (Degressionseffekte) Konsequenz:

Nicht als Projektfinanzierung (Cash Flows weniger stabil) Bislang offenbar nur in wenigen Fällen in Anspruch genommen

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Agenda

Einleitung(Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung)

Ertragsseite(Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung)

Rechtliche Besonderheiten(Großanlagen, Wärmenutzungspflicht)

Marktüberblick(Akteure, Vertragsmodelle)

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Rechtliche Besonderheiten

Neuanlagen >750 kW müssen ab 2014 direkt vermarkten (§ 33c Abs. 3 EEG i.V.m. §§ 27 Abs. 3, 27a Abs. 2, 27c Abs. 3 EEG)

Wärmenutzungspflicht (§ 27 Abs. 4 EEG) für Neuanlagen entfällt bei Nutzung der Direktvermarktung (§ 33c Abs. 3 EEG) Aber: dann kein Wechsel zurück in die feste Einspeisevergütung möglich

(Neuanlagen) Folge: Risiko etwas größer

Rechtfolgen bei fehlender/zu geringer Wärmenutzung: Absenkung der Grundvergütung auf Monatsmittelwert EPEX Spot 2.-5. Kalenderjahr (§ 27 Abs. 7 Satz 1 EEG), nach 5. Kalenderjahr auf 80% (§ 27 Abs. 7 Satz 2 EEG)

Daher: neuen Vermarktungspartner suchen Aus Bankensicht kritisch

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Agenda

Einleitung(Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung)

Ertragsseite(Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung)

Rechtliche Besonderheiten(Großanlagen, Wärmenutzungspflicht)

Marktüberblick(Akteure, Vertragsmodelle)

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Marktüberblick – Akteure

Neue Geschäftsmodelle, junger Markt Wertschöpfungskette: Erzeugung/Anlagenbetrieb > Bündelung > Handel >

technische Abwicklung (brokerage) Abwartendes Verhalten von Anlagenbetreibern, kürzere Vertragsdauern Höhere Unsicherheiten Erst Wachstum (aktuell), dann Konsolidierung?

Biogas etwas komplizierter als fluktuierende Energien Ausfallrisiko von größerer Bedeutung

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Marktüberblick – Akteure

Begrenzte, aber wachsende Zahl an Unternehmen: Direkter Handelszugang: 9 Stromhändler: 10 Pooling: 7

Unterschiedliche Akteure: Anlagenhersteller: Dienstleistungen, Pooling, z.T. Stromhandel Spezialisierte Dienstleister Etablierte Energieversorgungsunternehmen Z.T. neu gegründete Unternehmen

Bsp.:

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BECOMAC Terra Joule Energy Clean Energy Sourcing PlanET Biogastechnik

rrpEH Biogas Weser-Ems Next Kraftwerke BioConstruct GmbH WELTEC BIOPOWER

? energy2market GDGE MT-Energie GeLa Energie

Marktüberblick – Vertragsmodelle

Marktprämienmodell Modell 1: fixe Aufteilung der Managementprämie (30-60% für Anlagenbe-

treiber) Modell 2: fixer Bestandteil (40-55% der Managementprämie) + erfolgs-

abhängige Vergütung (50-70% der Zusatzerlöse) Regelenergie

55% des Leistungsbereitstellungspreises Fixer Mindestarbeitspreis bei Abruf Variable Beteiligung an zusätzlichen Erträgen

Flexible Einspeisung Aufteilung der Zusatzerträge (50-70% für Anlagenbetreiber)

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Fazit

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Einfache Konzepte: Managementprämie

Unproblematisch, insbesondere Bestandsanlagen Risiko Bonität des Zwischenhändlers lässt sich absichern Minimale zusätzliche Risiken

Landwirtschaftliche Unternehmensfinanzierung Auf Betreiber abgestellt

Marktpartner/Zwischenhändler Risikoübernahme Damit: Verstetigung der Zahlungsströme

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

Kontakt:Dipl.-Vw. Lars Holstenkamp

Leuphana Universität Lüneburg

Institut für Bank-, Finanz- und Rechnungswesen (IBFR)

Scharnhorststraße 1

21335 Lüneburg

Fon 04131.677-1931

Fax 04131.677-2169

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