Finanzierungsaspekte der Marktprämie - Biogas Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien: Erfahrungen mit der Marktprämie nach EEG 2012 25.09.2012,

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)

25.09.2012Recht & Finanzierung Erneuerbarer Energien: Erfahrungen mit der Marktprämie 2

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


Agenda






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.)


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)


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


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


Agenda






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


Agenda






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


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.:


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)


Fazit


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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