Recht und Finanzierung von Erneuerbaren Energien

Report
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)
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
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Experteninterviews
Auswertung von Verträgen
Wirtschaftlichkeitsberechnungen
Diskussion beim Leuphana Energieforum (18.09.2012)
 Gespräche mit Branchenvertretern, weitere studentische Arbeiten zu
Biogas
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25.09.2012
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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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25.09.2012
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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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