Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien
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Transcript Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien
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)
Ertragsseite
(Marktprämie, Regelenergiemärkte, flexible Einspeisung)
Rechtliche Besonderheiten
(Großanlagen, Wärmenutzungspflicht)
Marktüberblick
(Akteure, Vertragsmodelle)
Recht & Finanzierung Erneuerbarer Energien: Erfahrungen mit der Marktprämie
25.09.2012
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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) Unternehmensfinanzierung oder Limited-Recourse-Projektfinanzierung (bzw. Projektfinanzierung mit Elementen der Unternehmensfinanzierung)
Zentrales Risiko: (Betreiberrisiko und) Ressourcenrisiko (Flächensicherung/Substrate)
Änderungen durch das EEG 2012 (Erhöhung der Komplexität)
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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.:
BECOMAC
Terra Joule Energy
Clean Energy Sourcing
PlanET Biogastechnik
rrpEH
Biogas Weser-Ems
Next Kraftwerke
BioConstruct GmbH
WELTEC BIOPOWER
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?
energy2market
GDGE
MT-Energie
GeLa Energie
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Marktüberblick – Vertragsmodelle
Marktprämienmodell
Modell 1: fixe Aufteilung der Managementprämie (30-60% für Anlagenbetreiber)
Modell 2: fixer Bestandteil (40-55% der Managementprämie) + erfolgsabhängige 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
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
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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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