Rechtliche Möglichkeiten der Marktheranführung von Biogasanlagen

Präsentation zum Thema: "Rechtliche Möglichkeiten der Marktheranführung von Biogasanlagen"—  Präsentation transkript:

1 Rechtliche Möglichkeiten der Marktheranführung von Biogasanlagen
Otto Kalab, 13. Oktober 2014

2 Inhalt Die Energiewende ist Realität
Biogas kann vielfältig genutzt werden Rechtliche Rahmenbedingungen für Ökostrom, Netzeinspeisung und Kraftstoff Der Ausgleichs- und Regelenergiemarkt wächst Strompreisbildung und Marktentwicklung Pooling von Regelenergie EU fordert Nachhaltigkeitsregeln für Biogas Der österreichische Gasmarkt Fazit

3 Die Energiewende ist Realität
Europaweit stehen Energieeffizienz und der weitere Ausbau erneuerbarer Energien im Fokus. Optimaler Energiemix der Zukunft ist für den Wirtschaftsstandort in mehrfacher Hinsicht von besonderer Bedeutung: Ein geordneter und planbarer Umstieg auf erneuerbare Energieträger verbessert die Versorgungssicherheit, schafft regionale Wertschöpfung und damit heimische Arbeitsplätze, bietet attraktive Exportchancen für die Wirtschaft und hat positiven Einfluss auf die Umwelt. Aber: konkurrierende wirtschaftspolitische Ziele, wie wettbewerbs- fähige Energiepreise (insbesondere für die exportorientierten Unternehmen) dürfen nicht vernachlässigt werden.

4 Stromerzeugungsanteile in der EU
13 % Anteil Erneuerbarer an der Stromerzeugung (ohne Wasserkraft) Davon Biogas 1 % Rund 56,7 % der Anlagen in Europa erzeugten Biogas aus landwirtschaftlichen Reststoffen Mülldeponien produzieren 31,3 % und Kläranlagen 12 % Quelle: ENTSO-E

5 Biogas kann vielfältig genutzt werden
Die Ökostromerzeugung aus Biogas ist in den Jahren 2002 bis 2008 rasant gewachsen. Von knapp 100 Anlagen mit 12,2 MW Leistung und etwa 75 GWh Erzeugung im Jahr 2002 auf etwa 291 Anlagen mit einer Leistung von 82,5 MW und einer Erzeugung von 554 GWh im Jahr 2012 Biogas trägt zu 1 Prozent zum Stromaufkommen in Österreich bei. Wesentlicher Vorteil der Biogasnutzung gegenüber Wind und Sonne ist die planbare und kontinuierliche Erzeugung. Mit der Biomethaneinspeisung eröffnen sich zusätzliche Chancen für die Biogasnutzung. Erzeugung und Verbrauch können regional entkoppelt und alle Technologien genutzt werden Ökostromerzeugung in zentralen oder dezentralen Anlagen über die Verwendung in KWK oder Feuerungsanlagen bis hin zur Nutzung als Treibstoff

6 Entwicklung der Vertragsverhältnisse 2003 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013

7 Entwicklung der Ökostrom-Einspeise-Mengen 2002 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013

8 Entwicklung der Ökostrom-Vergütungsvolumen 2003 bis 2012 (inklusive Marktwert)
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013

9 Biogasanlagen mit Vertragsverhältnis zur OeMAG
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013

10 Regionale Verteilung von Biogasanlagen nach Engpassleistung
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013

11 Das Ökostromgesetz 2012 (1) § MW mengenmäßiges Ausbauziel für Biomasse und Biogas für den Zeitraum 2010 bis 2020 soweit eine nachweisliche Verfügbarkeit der eingesetzten Rohstoffe gegeben ist § 23 - jährliches Unterstützungsvolumen 10 Mio. Euro 3 Mio. Euro davon sind für Ökostromanlagen auf Basis fester Biomasse mit einer Engpassleistung bis 500 kW reserviert. Die aktuellen Einspeisetarife liegen laut Ökostrom-VO 2012 je nach Anlagengröße zwischen 12,93 und 19,50 Cent/kWh. Voraussetzung: Einsatz von tierischem Wirtschaftsdünger mit einem Masseanteil von mindestens 30 % Bei Einsatz von anderen als rein landwirtschaftlichen Substrat-Einsatzstoffen werden die Einspeisetarife um 20 % reduziert. § 12 - Brennstoffnutzungsgrad bzw. gesamtenergetischer Nutzungsgrad muss mindestens 60 % erreichen Quelle: RIS Ökostromgesetz 2012; Ökostromverordnung 2012

12 Das Ökostromgesetz 2012 (2) § 16 - Allgemeine Kontrahierungspflicht der OeMAG für feste und flüssige Biomasse oder Biogas beträgt 15 Jahre § 17 - Reduzierte Einspeisetarife nach Ablauf der Kontrahierungspflicht für bestimmte rohstoffabhängige Anlagen § 21 - Technologie- oder KWK-Bonus in Höhe von 2 Cent/kWh für Biogasanlagen, in deren Verstromungsanlage mindestens 50 % auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas eingesetzt wird oder welche die Effizienzkriterien nach dem KWK-Gesetz erfüllen. § 20 - Die Tarife haben sich an den durchschnittlichen Produktionskosten von kosteneffizienten Anlagen, die dem Stand der Technik entsprechen, zu orientieren. Die Tarife können weitere Differenzierungen, etwa nach der Engpassleistung, der Jahresstromproduktion (Zonentarifmodell) oder nach anderen besonderen technischen Spezifikationen enthalten. Eine zeitliche Unterscheidung nach Tag/Nacht und Sommer/Winter ist zulässig. Quelle: RIS Ökostromgesetz 2012; Ökostromverordnung 2012

13 Entwicklung der Einspeisetarife für Biogas 2003 - 2013
Einspeisetarife 2003 und 2009 Einspeisetarife 2011 und 2010 Einspeisetarife-VO 2013 Einspeisetarife-VO 2012

14 Entwicklung der Durchschnittsvergütung und des Marktpreises von 2003 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013

15 Entwicklung des Marktpreises von 2003 bis 2014
Quelle: E-Control Marktpreisentwicklung

16 Rechtliche Rahmenbedingungen für die Biogas-Netzeinspeisung (1)
Die Erdgasbinnenmarkt-Richtlinie 2003/55/EG stellt sicher, dass Biogas europaweit in Gasnetze eingespeist werden darf. Wer in Österreich Biogas einspeisen will, kann dazu entweder das bestehende Erdgasnetz nutzen oder ein lokales Gasnetz (Mikronetz) aufbauen. Das Gaswirtschaftsgesetz verpflichtet Verteilnetzunternehmen, Erzeuger von biogenen Gasen an ihr Netz anzuschließen. Das einzuspeisende Biogas muss aber den in den „Allgemeinen Verteilernetzbedingungen“ definierten Qualitätsanforderungen entsprechen. Eine Alternative zur Einspeisung in das öffentliche Gasnetz ist die Errichtung von Direktleitungen und lokalen Biogasnetzen. Diese können ergänzend zu bereits vor Ort vorhandenen Erdgasnetzen errichtet werden. Neben dem Netzzugang bzw. der Qualität von Biogas müssen bei der Errichtung einer Biogasanlage weitere bundes- und landesrechtliche Richtlinien und Regelwerke berücksichtigt werden. Quelle: Erdgas-Binnenmarkt RL 2003; Gaswirtschaftsgesetz 2012

17 Rechtliche Rahmenbedingungen für die Biogas-Netzeinspeisung (2)
Die ÖVGW Richtlinie G31 (Österreichische Vereinigung für das Gas- und Wasserfach) definiert: Qualitätsanforderungen, die einen sicheren Transport innerhalb des österreichischen Gasnetzes gewährleisten sollen. Schreibt die brenntechnischen Daten des Gases fest. Die angeführten Qualitätskriterien richten sich nach den Eigenschaften des importierten Gases. Die ÖVGW Richtlinie G33 (G B220) ist für die Einspeisung von Biogas aus regenerativen Prozessen in die Gasnetze der Gasnetzbetreiber anzuwenden In der Richtlinie wird die Qualität von regenerativen Gasen und die Qualitätsüberwachung als Voraussetzung für die Einspeisung definiert. Quelle: ÖVGW G31; ÖVGW G33 (G B220)

18 Gereinigtes Biogas als Kraftstoff
Biogas kann in normalen Erdgasfahrzeugen als Treibstoff eingesetzt werden Voraussetzung ist die Aufbereitung auf Erdgasqualität Aufgrund fehlender infrastruktureller Einrichtungen, sind die Mengen des im Verkehrssektor eingesetzten Biogases nur gering Wegen der hohen Aufbereitungskosten und der sonst begrenzten Verteilungsmöglichkeit werden derzeit nur geringe Mengen an Biogas an dezentralen Biogastankstellen an Fahrzeuge abgegeben § 3. (1) Z.5 Kraftstoff-VO 2012 Die im Großhandel oder Kleinverkauf angebotenen Kraftstoffe aus Erdgas und Biomethan sowie Mischprodukten aus Erdgas und Biomethan haben den Spezifikationen gemäß Anhang V zu entsprechen Quelle: Kraftstoff-VO 2012

19 Der Ausgleichs und Regelenergiemarkt wächst
Die voranschreitende Liberalisierung des Strommarktes und die schwerer prognostizierbare Last durch den vermehrten Einsatz erneuerbarer Energieträger, insbesondere von Wind und Sonne, erfordert einen erhöhten Reservekapazitätsaufwand bei Ausgleichs-Regelenergie. Damit steigen die Netzrisiken und Kosten für die Ausgleichs- und Regelenergie Auf Grund der hohen Preisvolatilität bei den Ausgleichsenergiepreisen und am Intradaymarkt drängen immer mehr Erzeuger in dieses Marktsegment wobei hier besonders strenge rechtliche und technische Zugangskriterien bestehen. Potentielle Interessenten sind: Direktvermarkter von EEG Mengen industrielle Eigenanlagen Erzeuger mit geringerer Flexibilität (z.B. thermische Kraftwerke) sowie Erzeuger mit hoher Flexibilität (z.B. Pumpspeicher, Laufwasser mit Rückstau, Gaskraftwerke).

20 Rechtliche Grundlagen für den Ausgleichs- und Regelenergiemarkt
1) Europarechtliche Grundlagen Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG und die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 2) Nationale Grundlagen Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG) Regelungen über Systemnutzungsentgelte finden Sie in der jeweils gültigen Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-VO). Andere Grundlagen: Die Allgemeinen Netzbedingungen regeln in Ergänzung der zwingenden gesetzlichen und behördlichen Vorgaben die Rechtsverhältnisse der APG bezüglich Netzanschluss und Netznutzung bzw. Netzverbund und Netzkooperation. Die Technischen und Organisatorischen Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen (TOR) stellen ein mehrteiliges und umfassendes nationales technisches Regelwerk dar, welches von der E-Control in Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern erarbeitet wurde. Der Inhalt dieses Werks richtet sich an die Betreiber aller Übertragungs- und Verteilernetze sowie an sämtliche Netzbenutzer. Operation Handbook der ENTSO-E RG CE (Regional Group Continental Europe) ist die aktuelle Sammlung der Grundsätze und Regeln für den Betrieb des kontinentaleuropäischen Synchrongebietes.

21 Abgrenzung von Regel- zu Ausgleichsenergie
Was ist Regelenergie? Elektrische Energie kann in den Übertragungs- und Verteilnetzen nicht gespeichert werden Einspeisungen und Entnahmen müssen daher innerhalb jeder Regelzone und zu jedem Zeitpunkt im Gleichgewicht sein. Kurzfristige Abweichungen führen zu Abweichungen der Nennfrequenz von 50 Hz Um Black-Out‘s zu vermeiden müssen zusätzliche Einspeisungen bzw. Entnahmen kurzfristig sichergestellt werden. Der Regelzonenführer muss daher auf Kraftwerksreserven zurückgreifen können, welche im Anforderungsfall in der nachfolgend angegebenen Reihenfolge automatisch bzw. manuell abgerufen werden Primärregelung (PRL) Sekundärregelung (SRL) Tertiärregelung (TRL) Was ist Ausgleichsenergie? Ausgleichsenergie ist die Differenz zwischen dem vereinbarten Fahrplanwert und dem tatsächlichen Bezug oder der tatsächlichen Lieferung der Bilanzgruppe innerhalb einer Messperiode

22 Entwicklung der effektiven Ausgleichsenergiekosten von 2003 bis 2013
Quelle: E-Control Ökostrombericht 2013

23 Der Regelenergiemarkt
Für eine stabile Netzfrequenz ist ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch unbedingt und jederzeit erforderlich. Abweichungen von diesem Gleichgewicht, die z. B. durch Kraftwerksausfälle oder unerwartete Verbrauchsänderungen verursacht werden können, müssen permanent durch Aktivierung von Kraftwerksleistung kompensiert werden. Die Aktivierung muss in beide Richtungen (höhere/verminderte Erzeugung) möglich sein. Die Austrian Power Grid (APG) ist als Regelzonenführer für die Beschaffung und Aktivierung der benötigten Kraftwerksleistung in der Regelzone APG verantwortlich. Seit 2012 erfolgt in der Regelzone APG die Beschaffung der benötigten Regelleistung einheitlich durch APG mittels regelmäßiger Ausschreibungen. An diesen Ausschreibungen kann jeder Marktteilnehmer, der bestimmte technische Bedingungen erfüllt und einen entsprechenden Rahmenvertrag unterzeichnet hat, teilnehmen. Quelle: APG - Netzregelung

24 Vorhaltung von Regelenergie
Quelle: E-Control Marktbericht 2014

25 Entwicklung des Regelenergiemarktes von 2013 bis 2014
Quelle: APG-Preisbericht Regelenergiemarkt

26 Die Primärregelung Primärregelleistung wird dezentral in Kraftwerken zur Stabilisierung der Netzfrequenz bereitgestellt Ein auftretendes Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch muss innerhalb weniger Sekunden automatisch durch entsprechende Aktivierung (Regelung) kompensiert und damit die Frequenz stabilisiert werden Im kontinentaleuropäischen Netz wird eine Primärregelleistung von +/-3000 MW ständig bereitgehalten Die von der Regelzone APG vorzuhaltende Primärregelleistung beträgt größenordnungsmäßig etwa +/-70 MW Quelle: APG - Primärregelung

27 Die Sekundärregelung Die Sekundärregelung wird automatisch aktiviert, damit die Primärregelung entlastet und frei wird, um ihre Funktion zum Netzausgleich wieder erfüllen zu können. Die Sekundärregelung wird dann aktiviert, wenn die Beeinflussung des Netzes länger als 30 Sekunden dauert oder angenommen wird, dass sie länger als 30 Sekunden dauern wird. Das erforderliche Ausmaß der Sekundärregelung ist abhängig von der Größe der Regelzone und der Verfügbarkeit von Kraftwerken in der Regelzone. Die Sekundärregelung muss in der Lage sein, den Ausfall des größten Kraftwerksblocks in der Regelzone auszugleichen. Quelle: APG - Sekundärregelung

28 Die Tertiärregelung Sollte die Abweichung der Regelzone länger als 15 Minuten dauern, wird die Tertiärregelleistung aktiviert. Die Tertiärregelung dient der Entlastung der Sekundärregelung, damit diese wieder frei wird, um im Bedarfsfall die Primärregelung zu unterstützen bzw. wieder verfügbar zu machen. Die Tertiärregelung kann automatisch oder manuell aktiviert werden. In der Regelzone APG erfolgt bei der Tertiärregelung ein manueller Abruf. Quelle: APG – Tertiärregelung, APG - Deltaregelzone

29 Teilnahme von Ökostromanlagen am Regelenergiemarkt
Geförderte Ökostromanlagen können aufgrund der derzeitigen Rechtslage nicht am Regelenergiemarkt in Österreich teilnehmen. Ökostromanlagen, die nicht in das Förderregime der OeMAG fallen, können am Regelenergiemarkt grundsätzlich teilnehmen, wenn sie die technischen Bedingungen (Präqualifikationsbedingungen) der APG erfüllen. Erzeugungseinheiten, die Tertiärregelleistung bereithalten, können daneben beliebige Fahrplan- und auch Reservelieferungen durchführen. Es muss jedoch gewährleistet sein, dass zu jedem Zeitpunkt das vereinbarte Tertiärregelband nachweislich frei verfügbar ist. Ausgehend vom aktuellen Arbeitspunkt muss jederzeit sowohl eine Leistungserhöhung als auch Leistungsverminderung im vereinbarten Umfang und mit vereinbarter Qualität möglich sein.

30 Ausschreibungen der Tertiärregelleistung in der Regelzone APG (1)
Die Ausschreibung von Tertiärregelleistung mit Leistungspreis ("Marketmaker-Ausschreibung") erfolgt für das kommende Wochenende (Samstag und Sonntag) sowie – getrennt – für die Folgewoche von Montag bis Freitag. Innerhalb dieser 2 Ausschreibungszeiträume werden 6 Produktzeitscheiben unterschieden für die einzeln geboten werden kann. 0-4 Uhr, 4-8 Uhr, 8-12 Uhr, Uhr, Uhr, Uhr Weiters gibt es eine kurzfristigere Ausschreibung, in der kein Leistungspreis für die vorgehaltene Tertiärregelleistung bezahlt wird ("Day-ahead-Ausschreibung"). Hier gibt es für jeden einzelnen Tag die 6 verschiedenen Produktzeitscheiben, in denen unterschiedliche Arbeitspreise geboten werden können. Quelle: APG - Ausschreibungen

31 Ausschreibungen der Tertiärregelleistung in der Regelzone APG (2)
Ausgeschriebene Menge Üblicherweise beträgt der Bedarf an Tertiärregelleistung in der Regelzone APG durchgehend: +280 MW (Leistungserhöhung, d. h. Anbieter liefert an Netz) -125 MW (Leistungsreduktion, d. h. Anbieter entnimmt Energie aus dem Netz) Mindest- und Maximalgebot Je Anbieter und Zeitintervall kann ein Block zwischen 10 MW und 50 MW angeboten werden. Es können nur ganze MW angeboten werden. Es sind positive und negative Arbeitspreise zulässig. Zuschlagsverfahren In der Marketmaker-Ausschreibung erhalten die Angebote mit dem niedrigsten Leistungspreis den Zuschlag. Bei Gleichheit erhält das zuerst abgegebene Angebot den Zuschlag. Abruf Die Erbringung von Tertiärregelenergie erfolgt ausschließlich auf Abruf von APG und erfolgt dann mindestens für eine Dauer von 15 Minuten. Diese Mindestlaufzeit gilt jedoch nicht zum Ende der Produktzeitscheibe, da in diesem Fall der Abruf zeitgleich mit der Produktzeitscheibe endet. Abgerufene Anbieter erhalten den von ihnen gebotenen Preis in Euro pro Megawattstunde (bei Lieferung von Energie) bzw. bezahlen den von ihnen gebotenen Preis (bei Entnahme von Energie aus dem Netz). Quelle: APG - Ausschreibungen

32 Aktuelle Preise im Regelenergiemarkt
Quelle: E-Control Marktbericht 2014

33 Preisbildung auf dem europäischen Strommarkt
Preisbildung aus Angebots- und Nachfrage- kurve Grenzkosten bestimmen Strompreis Stark von Brennstoff-kosten und CO2-Zertifikaten abhängig Quelle: A.T. Kearney

34 Strom – Börsepreise nach Angebot und Nachfrage
Quellen:

35 Aktuelle Preise am Day-Ahead-Markt
Quelle: E-Control Marktbericht 2014

36 Regelenergiepool der Lechwerke AG
Beim 3. Marktforum Regelenergie wurde die geplante Einführung eines Viertelstundenmarktes diskutiert sowie das Pooling-Konzept der Lechwerke AG vorgestellt. Die Vorteile der Abwicklung durch einen Partner liegen: in der vorhanden Infrastruktur für die Kommunikation (Marktzugang, Rahmenverträge, Telekommunikation, Fahrplanmanagement, Datenarchivierung,…) dem langjährigen Know-How bei der Preisfindung am Regelenergiemarkt der raschen Umsetzung der Präqualifikation der technischen Einheiten der Streuung der Gebote und dem Schutz bei Ausfällen Quelle: APG – Marktforum Regelenergie

37 EU fordert Nachhaltigkeitsregeln für Biogas
Um einem Wildwuchs nationaler Regelungen vorzubeugen, plant die Europäische Kommission EU-weit einheitliche Nachhaltigkeitskriterien für Biogas und feste Biomasse. Rohstoffe, die auf das EU-Ziel zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien angerechnet werden kann, sollen künftig gegenüber fossilen Kraftstoffen wenigstens 60 % Treibhausgase einsparen. Mit dem Konzept will die Kommission Innovation und Effizienzsteigerungen fördern, Investitionen in Anlagen mit geringem Einsparungspotential hingegen bremsen. Ferner setzt die Kommission auf eine vereinheitlichte Berechnungsmethode für den Treibhausgasausstoß und eine Liste von Normwerten für unterschiedliche Herstellungswege. Altanlagen nicht betroffen Ein kommissionsinterner Entwurf definiert zusätzliche Auflagen für neue Biogasanlagen und für Elektrizitätserzeuger mit einer Kapazität von mehr als 1 Megawatt (MW) und Wärmekraftwerke mit einer Kapazität über 2,5 MW. Bestehende Biogasanlagen wären ausdrücklich nicht betroffen, um Planungssicherheit zu gewährleisten. Mit dem Konzept will die Kommission Innovationen und Effizienzsteigerungen fördern, Investitionen in Anlagen mit geringem Einsparungspotential hingegen bremsen. Vorgesehen ist eine Vereinheitlichung der Berechnungsmethode für den Treibhausgasausstoß und eine Liste von Normwerten für unterschiedliche Herstellungswege. Quelle: EU Nachhaltigkeitsrahmen (Agrar heute)

38 Erdgasbilanz 2011 – 2013 Quelle: E-Control Marktbericht 2014

39 Speicherkapazitäten in Österreich 2013
Quelle: E-Control Marktbericht 2014

40 Transit- und Fernleitungen in den 3 Regelzonen Österreichs

41 Entwicklung der Energieforschungsausgaben für Bioenergie (2011 ‐2013)
Quelle: Energieforschungserhebung 2013

42 Fazit Rechtliche Möglichkeiten der Marktheranführung von Biogas sind noch nicht ausgeschöpft Zeitliche Splittung der Einspeisetarife nach Tag- und Nachtentgelten für die Ökostromeinspeisung Hohe rechtliche, technische und wirtschaftliche Eintrittsbarrieren für den Regelenergiemarkt Ausschluss für Anlagen im Ökostromregime Hohe Preisvolatilität erschwert Kalkulation Eintritt nur mit Partnern ev. über Pooling Forschung und Entwicklung intensivieren Reduktion der Erzeugungskosten durch: Neue Einsatzstoffe (Substrate aus Grüner Tonne, …) Mit Bedarf abgestimmte Betriebsweise (Speicher, …)

43 Weitere Infos WKO Oberösterreich Vielen Dank für Ihr Interesse!
Hessenplatz 3, 4020 Linz Ing. Otto Kalab MSc Wirtschaftspolitik und Außenhandel Energiewirtschaft und Energietechnik Tel – 34 60 Fax. 05 – – 34 49 Mail WEB wko.at/ooe/energie Vielen Dank für Ihr Interesse! Ansprechpartner und weitere Details