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Finanzierungsaspekte der Marktprämie - Biogas. Lars Holstenkamp ( Leuphana Universität Lüneburg). Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien: Erfahrungen mit der Marktprämie nach EEG 2012 25.09.2012, Lüneburg. Agenda. Einleitung (Besonderheiten von Biogas, Hintergrund zur Erhebung) - PowerPoint PPT Presentation
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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 HolstenkampLeuphana Universität LüneburgInstitut für Bank-, Finanz- und Rechnungswesen (IBFR)Scharnhorststraße 121335 LüneburgFon 04131.677-1931Fax 04131.677-2169
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