Alternative Vergütungsmodelle regenerativer Erzeugungsanlagen

� Einleitung

� Analyse und Modellbildung

� Verfahren

� Exemplarische Untersuchungen

� Zusammenfassung

Dipl. Wirt.-Ing. Barbara Wienen

Graz, den 15.02.2012

Hintergrund und Motivation

Aktuelle Entwicklungen des deutschen Energieversorgungssystems

� Anteil der erneuerbaren Energiequellen an der Erzeugung erstmalig über 20 % im 1. Halbjahr 2011 (deutsches Marktgebiet)

� Einspeisung zunehmend fluktuierend und dargebotsabhängig

� Vergütung der erneuerbaren Energiequellen derzeit unabhängig von Preissignalen

� Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen übersteigt zeitweise Nachfrage

� Teilweise Verdrängung konventioneller Erzeugungskapazitäten

� Strukturwandel der Stromerzeugung durch Verschiebung der Erzeugungskapazitäten

� Kein marktbasierter Einsatz der erneuerbaren Energiequellen

Neue Anforderungen an das Energieversorgungssystem

� Erneuerbare Energiequellen sollten einen Beitrag zur Systemstabilität leisten

� Erneuerbare Energiequellen sollten in den Markt integriert werden

� Neue Vergütungsmodelle für erneuerbare Energiequellen sinnvoll

2Einleitung

Analyse regenerativer Erzeugungsanlagen

� Vielzahl regenerativer Erzeugungstechnologien

� Auswahl relevanter Technologien nötig

� Photovoltaik (PV), Wind (WEA), Biomasse (Bio), Laufwasser (LW)

PV WEA LW Bio

Einspeiseprofil

Marktwert[€/MWh]

49,25 42,12 44,38 44,48

Steuerbarkeitstufenlos steuerbar

prinzipiell steuerbar, Mindestleistung von

ca. 20 % je Anlage

stufenlos steuerbar

prinzipiell steuerbar,Mindestleistung variiert je Anlage

Leis

tun

g [M

W]

Zeit [h]

� Unterschiedlicher Marktwert des erzeugten Stromes je erneuerbare Energie� Steuerbarkeit vergleichbar mit konventionellen Anlagen (geringfügige Einschränkungen)

(Quelle: 50 HERTZ)

GW

Inst

allie

rte

Le

istu

ng

a Zeit

(Quelle: Energymap)

0

30

90

2005 2007 2009 2011 2015

Wind Solar Wasser Biomasse Gase Geothermie

0

200

400

600

800

1000

0 6 12 18 24

0

2000

4000

6000

8000

10000

0 6 12 18 24

0

20

40

60

80

0 6 12 18 24

0

200

400

600

800

1000

0 6 12 18 24

3Analyse und Modellbildung

0

100

200

2011 2012 2013 2014 2015

EEG-Direktvermarktung

EEG-Einspeisung gesamt

GWha

Ein

spe

isu

ng

Zeita

(Quelle: EEG/KWK-G Informationsplattform)

� Direktvermarktung

� Kalendermonatliche Wahlmöglichkeit

� Vermarktung des erzeugten Stromes an der Börse ohne zusätzliche monetäre Förderung

� Marktintegration

� Bislang und auch zukünftig nur geringfügige Nutzung prognostiziert, da

� Höhere Einnahmen in der Festpreisvergütung

� Zusätzlicher Aufwand durch Prognoseunsicherheiten, Handelsanbindungen, etc.

Vermarktungsmöglichkeiten erneuerbarer Energiequellen

Stufenmodell

Festpreisvergütungs-modell

Quotenmodell mit Ausschreibung

Kombikraftwerksbonus

VolllaststundenbonusQuotenmodell mit

Zertifikathandel

Systemdienstleistungs-bonus

Vermarktungsmodelle

Nicht-marktorientierte Modelle

Marktorientierte Modelle

Direktvermarktung

Marktprämienmodell

Spot Market Gap Modell

Cap- & Floor Modell

Reservevermarktung

����

Stufenmodell

Quotenmodell mit Ausschreibung

Kombikraftwerksbonus

VolllaststundenbonusQuotenmodell mit

Zertifikathandel

Systemdienstleistungs-bonus

����

����

����

����

����

� Alternative Vergütungsmodelle müssen monetäre Anreize zum Wechsel bieten

�Fahrplanenergie- oder ReservemärkteDerzeitige Situation� Festpreisvergütung

� Derzeit im EEG verankerte Vergütungsform

� Abnahme- und Vergütungsverpflichtung über 20 Jahre, ggf. mit degressiver Vergütung

� Kenngrößenspezifische Vergütungssätze

� Zusätzliche Boni bspw. für innovative Technologien, Systemdienstleistungen

� Keine Marktintegration

Direktvermarktung

Marktprämienmodell

Spot Market Gap Modell

Cap- & Floor Modell

Reservevermarktung

����

����

����

����

����

4Analyse und Modellbildung

Mindestvergütung

Marktprämienmodell

� Vorgesehen in EEG Novelle 2012

� Zusätzliche Prämie zu Einnahmen am Markt

Analyse und Abbildung zukünftiger Vergütungsmodelle (I)

Cap and Floor Modell

� Aktuell in Spanien implementiert

� Garantierter Mindestpreis

� Bei Überschreiten des Floors zusätzliche fixe Vergütung bis Cap

Verkaufs-erlös

Marktwert der EE

Gleitende Marktprämie

Profilservicekomponente Prämie Handelsanbindung

Prämie

Ausgleich Kosten Aufbau HandelsabteilungBerücksichtigung PrognoseunzuverlässigkeitAusgleich Einnahmedifferenz zum EEG, Berücksichtigung Einspeiseprofile

� Marktpreisorientierte Einspeisung gewährleistet

� Marktpreisorientierung gewährleistet� Gewährung zusätzlicher Sicherheit� Verhinderung Überförderung

Ve

rgü

tun

g

€MWh

€MWh

(Quelle: Consentec/R2B)

Cap

Floor

Spot Market Gap Modell

� Garantierte Mindestvergütung

� Gewährung zusätzlicher Sicherheit

5Analyse und Modellbildung

Marktpreis

Reservevermarktung

� Teilnahme aufgrund von Prognosehorizonten nur am Minutenreservemarkt

� Berücksichtigung von Prognoseunsicherheiten

� Derzeit noch nicht möglich aufgrund von Doppelvermarktungsverbot

Analyse und Abbildung zukünftiger Vergütungsmodelle (II)

hZeit

MW

Leis

tun

g

� Beitrag erneuerbarer Energiequellen zu Systemdienstleistungen

Vermarktbare Reserve

4h

Wahrscheinlich-keitsintervall

6Analyse und Modellbildung

Verfahren zur Stromerzeugungs- und -handelsplanung

7Verfahren

Hydrothermische Lastaufteilung

Eingangsdaten

Hydrothermische Lastaufteilung inklusive EE unter Berücksichtigung gewählter Vermarktungsmodelle

QPBilanzierung und Ausgabe

Ermittlung der Einschaltentscheidungen

Lagrange-Koordinator

enEE-

Anlagen

Lagrange-KoordinatorenHydraulische

Gruppen

Lagrange-KoordinatorenReserve-

Markt

Lagrange-KoordinatorenSpot-

Markt

Lagrange-Koordinatore

n

Thermische KW

(mit KWK)

Untersuchungsprogramm

Szenariengruppe 1

�Realitätsnahe Einzelanlagen

� Analyse Einnahmen und Einspeiseverhalten

Szenariengruppe 2

�Realitätsnaher Anlagenpark eines Stadtwerkes

� Bewertung Systemkosten und Auswirkungen auf die Höhe der Förderkosten

MW

MW

� Betrachtung eines Simulationsjahres mit historischem Marktpreis in stdl. Zeitraster

� Lastdeckung sowie Teilnahme an Spot- und Reservemärkten

� Keine Berücksichtigung von KWK

� Simulation unterschiedlicher Vermarktungsmodelle mit folgender Parametrierung:

� Marktprämienmodell gemäß Studie „Förderung der Direktvermarktung EE“

� Cap and Floor Modell nach spanischem Vorbild

� Wie stellen sich die Anlagen in den Modellen dar?

� Bewertung der Modelle aus Betreiber- und übergeordneter Sichtweise

0

100

WEA PV Bio LW

050

150

th KW WEA PV Bio LWP

inst

Pin

st

8Exemplarische Untersuchungen

Szenariengruppe 1

Erlösstruktur

� Direktvermarktung

� Lohnend nur für große LW aufgrund geringer Festpreisvergütung

� Marktprämien- und Spot Market Gap Modell

� Mehreinnahmen für alle Anlagen

� Cap and Floor Modell

� Anstieg Einnahmen LW

Einspeiseverhalten

� Bei dargebotsabhängigen Anlagen kaum Anpassungsmöglichkeiten

� Volllaststunden der Biomasse-kraftwerke variieren je nach Modell

%

WEA PV Bio LWE

inn

ahm

en

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

60

Direktvermarktung MarktprämieSpot Market Gap Cap & Floor

0,15 MW

29,7 MW

60 MW

Ein

nah

me

n

Installierte Leistung

%

-100

-50

50

Vo

lllas

tstu

nd

en

0

1000

2000

3000

h/a

5000

Biomasse 1 Biomasse 2

kspez kspez

9Exemplarische Untersuchungen

� Generierung von Mehreinnahmen gegenüber Festpreisvergütung nach EEG� Erhöhte Marktintegration

Szenariengruppe 2

Gesamtkosten

� Sinkende Systemkosten gegenüber Direktvermarktung durch Zusatzeinnahmen der Vergütung

� Aus Sicht der Anlagenbetreiber ist ein Wechsel in die alternativen Vergütungsmodelle sinnvoll

Nettoförderkosten

� Marktprämienmodell

� Anstieg für alle erneuerbaren Energien

� Begründet durch die Schaffung eines Anreizes zum Wechsel

� Überproportionaler Anstieg für WEA

� Cap & Floor und Spot Market Gap Modell

� Sinkend für LW und Bio trotz steigender Einnahmen

� Begründet duch marktpreisorientierte Einspeisung der Anlagen

WEA PV Bio LW

Ne

tto

kost

en

verä

nd

eru

ng %

-30

-20

-10

0

10

20

30

50

Marktprämie Spot Market Gap Cap & Floor

Ko

ste

n

davon:

Direktver-marktung

Markt-prämie

Spot Market Gap

Cap & Floor

Mio €a

-10

-5

0

5

10

15

25

Gesamtkosten

Eigenerzeugung

Saldo Spothandel

Saldo Vermarktungsmodelle

Saldo Reservehandel

10Exemplarische Untersuchungen

� Marktintegration zieht teilweise erhöhte Förderkosten nach sich� Gegebenenfalls Anpassung der Prämien notwendig

Zusammenfassung

Ziel

� Analyse und Bewertung alternativer Vergütungsmodelle für regenerative Erzeugungsanlagen

� Identifikation zukünftig relevanter EE Anlagen und Analyse ihrer Regelbarkeit

� Untersuchung und Bewertung unterschiedlicher Vermarktungsmodelle

� Erweiterung eines bestehenden Verfahrens zur Stromerzeugungs- und -handelsplanung

• Integration der Anlagenmodelle in ein mehrstufiges Verfahren

• Integration der Vermarktungsmodelle in alle Optimierungsstufen

• Analyse entstehender Einnahmen und Förderkostenveränderungen in den unterschiedlichen Modellen

Ergebnisse

� Direktvermarktung bereits jetzt für große LW sinnvoll und Realität

� Wechselanreize in alternative Vergütungsmodelle prinzipiell gegeben

� Marktorientierte Fahrweise bei regelbaren Einheiten zu beobachten

� Steigende Nettoförderkosten in den meisten Modellen aufgrund der mindestens geforderten Äquivalenz zum EEG

� Weitere Untersuchungen hinsichtlich der optimalen Prämienhöhe notwendig

11Zusammenfassung

VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT!

12

Fahrbarer Bereich einer WEA

PW

EA/P

WEA

n

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

VWanVWn

VWab

Fahrbarer Bereich

13

Vermarktungsmodelle in Europa

FestpreisvergütungsmodellMarktprämienmodell

Quotenmodell mit AusschreibungQuotenmodell mit Zertifikathandel

Cap- and Floor Modell Wahlmöglichkeit/Parallele Anwendung

14

Beispielhafte Vergütungssätze

TechnologieFestpreis-

vergütung1)[€/MWh]

Marktprämien-modell2)

[€/MWh]

Cap and FloorModell3)[€/MWh]

min max min max min max

Prämie Prämie Prämie Prämie Prämie Cap Floor Prämie Cap Floor

WEA 35,00 50,20 9,76 24,95 38,44 111,49 93,55 29,29 84,94 71,28

PV 319,4 430,10 237,46 384,16 203,20 343,98 254,04 413,90 562,30 415,20

Bio 77,90 116,70 37,02 75,822 72,67 122,60 114,4 82,11 133,1 120,9

LW 35,00 126,70 0 85,82 21,04 80,00 61,20 25,04 85,20 65,20

15

Marktprämienmodell

Verkaufs-erlös

Marktwert der EE

Gleitende Marktprämie

ProfilservicekomponentePrämie Handelsanbindung

Prämie

Prämienberechnung

Technologie Profilfaktor

[%]

Fahrplan-erfüllungsfaktor

[%]

Handels-anbindung[€/MWh]

Windenergie 83,51) 20,0 3,0

Biomasse 100,0 2,5 2,5

Wasserkraft 100,0 2,5 2,5

Photovoltaik 120,0 10,0 3,0

Geothermie 100,0 2,5 2,5

1) Jährliche Absenkung um 0,75 Prozentpunkte

16

Szenariengruppe 3

Ein

nahm

en

ModelleFestpreis

Ein

nahm

en

Prämie

Spothandel

Prämie

Förd

erk

oste

n

Förd

erk

oste

n

Einnahmen

Spothandel

Netto-

förderkosten

Kosten

Spothandel

Netto-

förderkosten

Einnahmen Anlagen

17