Monitoring der Direktvermarktung

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1 Monitoring der Direktvermarktung Quartalsbericht (09/2018) Erstellt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie

2 Monitoring der Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß 97 Erneuerbare Energien-Gesetz Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI Dr. Marian Klobasa Benjamin Lux Dr. Benjamin Pfluger Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE Michael von Bonin Norman Gerhardt Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM) Verena Lerm Dennis Nill Simon Schäfer-Stradowsky Im Unterauftrag: Büro für Energiesystemeffizienz (ESE) Prof. Dr. Uwe Holzhammer Karlsruhe/Kassel/Berlin, September 2018

3 Inhalt Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung 5 Entwicklung der vermarkteten Leistung in der geförderten Direktvermarktung (Marktprämie) 8 Sonstige Direktvermarktung 9 Power Purchase Agreements (PPA) Monitoring negative Preise und Ausfallvergütung 11 Anzahl der Stunden mit negativen Preisen 13 6 Stunden mit negativen Preisen am Stück 14 Ausfallvergütung Biogas und Flexibilität 16 Anmeldungen für den Bezug der Flexibilitätsprämie 18 Preisspreads Regelleistungsmarkt 21 Neue Asschreibungs bedingungen und Zuschlagmechanismus 22 Regelleistungspreise Mieterstrommodell 24 Mieterstrommodell Verzeichnis 27 Abbildungen & Tabellen 29 Literatur

4 Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung

5 Monitoring Direktvermarktung 5 Entwicklung der vermarkteten Leistung in der geförderten Direktvermarktung (Marktprämie) In der geförderten Direktvermarktung befanden sich im Oktober 2018 insgesamt MW installierter Leistung, wobei Windenergieanlagen an Land mit MW den größten Anteil ausgemacht haben. Die vermarktete Leistung in der Marktprämie ist seit Juli 2018 weiter um MW angestiegen, wobei dies bei Windenergie an Land vor allem auf neu installierte Anlagen zurückzuführen ist. Bei den Bestandsanlagen ist ein Großteil der Windenergieanlagen an Land mittlerweile in der Direktvermarktung. Im Zeitraum von Juli 2018 bis Oktober 2018 ist die installierten Leistungen bei den PV-Anlagen um 640 MW gewachsen (siehe Tabelle 1) und bei Windenergie auf See um MW angestiegen. Bei den anderen Technologien bedingt die Erschließung von Bestandsanlagen einen Teil der Zunahme der installierten Leistung in der geförderten Direktvermarktung. Damit werden derzeit 65 % der im EEG installierten Leistung direktvermarktet. In MW Marktprämie Oktober 2018 Installierte Leistung August 2018 Zuwachse Marktprämie 1. Halbjahr 2018 Zuwachse Marktprämie Jul Okt 2018 Wasserkraft (nur EEG) Deponie-, Klär- und Grubengas Biomasse Geothermie Wind an Land Wind Offshore Solarenergie Summe Tabelle 1 Quelle: netztransparenz.de, BNetzA 2018 (Smard.de). Status Quo der Anlagenleistungen (MW) in der mit Marktprämie geförderten Direktvermarktung sowie Zuwächse im ersten Halbjahr 2018 und im Zeitraum Jul. bis Okt. 2018, sowie insgesamt im EEG direktvermarktete installierte Leistung, Stand Oktober 2018.

6 Monitoring Direktvermarktung 6 Vermarktungsanteile Die Direktvermarktung erneuerbarer Energien war im letzten halben Jahr weiterhin von einer Konsolidierung der Vermarktungsportfolios geprägt. Akteure berichten, dass sie ihre Portfolios optimieren, indem der Marktwert von Anlagen stärker berücksichtigt wird. Vor diesem Hintergrund haben sich die Vermarktungsanteile z. T. deutlich verändert. Seit Beginn des Jahres 2018 hat sich insbesondere die vermarktete Leistung von Statkraft, Wind Energy Trading, NEAS und EWE vergrößert. Eine Verklei- nerung des Portfolios hat es u. a. bei der MVV und bei in.power gegeben. Das größte Portfolio vermarktet derzeit Statkraft in Deutschland mit MW. Zweitgrößter Vermarkter in der aktuellen Umfrage der Zeitschrift Energie & Management ist Quadra Energy 1 mit MW. Insgesamt verfügen mehr als 20 Direktvermarkter über größere Portfolios mit mehr als MW. Abbildung 2 Veränderung des Vermarktungsportfolios von Direktvermarktern zwischen 2016 und Quelle: E&M Energie & Management 2018.

7 Monitoring Direktvermarktung 7 Tabelle 2 Vermarktete Leistung in der Direktvermarktung nach Unternehmen von 2016 bis Juni Unternehmen 06/ / / / / /2016 Statkraft E.ON k.a MVV Energie AG Enercon/Quadra Energy EnBW Trading GmbH Wind Energy Trading AG EWE ENERGIE AG /WE² Vattenfall Europe Sales GmbH Energy2market GmbH GESY/Trianel Next Kraftwerke GmbH Danske Commodities A/S Nordgröön Uniper k.a Neas Energy A/S in.power GmbH /BKW BayWa Re/Clean Energy Sourcing RWE/Innogy GmbH Stadtwerke München Sunnic Lighthouse Quelle: E&M

8 Monitoring Direktvermarktung 8 Sonstige Direktvermarktung Die Entwicklung in der sonstigen Direktvermarktung ist von nur geringfügigen Änderungen gekennzeichnet. Nachdem die vermarkteten Leistungen seit Jahresbeginn leicht zurückgegangen sind, liegen sie aktuell im Oktober 2018 bei 203 MW, von denen der größte Anteil durch die Wasserkraft bereitgestellt wird. Seit Mitte 2017 hat sich die vermarktete PV-Leistung in der sonstigen Direktvermarktung von ca. 10 MW auf 57 MW im Oktober 2018 erhöht. Quelle: netztransparenz.de. Abbildung 3 Anteile von erneuerbaren Energieträgern an der in der sonstigen Direktvermarktung vermarkteten Leistung.

9 Monitoring Direktvermarktung 9 Power Purchase Agreements (PPA) Power Purchase Agreements (PPA) werden grundsätzlich direkt zwischen Stromabnehmer und Anlagenbetreiber geschlossen und können beispielsweise einen Fixpreis garantieren oder dynamischen Preise mit Preisgleitklausen, z.b. in Abhängigkeit der Börsenstrompreisentwicklung über die vereinbarte Laufzeit, vorsehen. Auch Kombinationen sind denkbar, z.b. fünf Jahre Fixpreis und anschließend mit Preisgleitklausel. Es sind ganz unterschiedliche und individuelle Vertragsgestaltungen vorstellbar. Das in den USA schon seit längerem übliche Modell langfristiger Bezugsverträge für EE-Strom kam mit den US-amerikanischen Großunternehmen wie Google oder Microsoft nach Europa, die über PPAs das historisch niedrige Strompreisniveau fixierten. 2 Die über PPA kontrahierten Strommengen können mit Herkunftsnachweisen (HKN) als grün gekennzeichnet werden, sofern es sich um EEG-ungeförderte Strommengen handelt. In Deutschland wurden PPAs bislang kaum abgeschlossen, da bestehende Fördersysteme, wie das Marktprämienmodell, attraktiver waren. Es kann aber zunehmend attraktiver werden. Insbesondere für Anlagen, welche ab Ende 2021 aus der EEG-Förderung fallen ( 25 EEG 2017). Die Flächenverfügbarkeit und die technische Möglichkeit zum Weiterbetrieb unterstellt, kann die Stromabnahmevereinbarung sowohl für den Anlagenbetreiber als auch den Stromabnehmer Planungssicherheit bieten. Anfallende Wartungs- und Instandhaltungskosten können vergleichsweise verlässlich refinanziert werden und die Strommengen entsprechend für den Verbrauch oder den Verkauf eingeplant werden. Seit kürzerem werden auch erste PPAs mit EE-Anlagenbetreibern in Deutschland abgeschlossen. Greenpeace Energy hat (nach eigenen Angaben) das deutschlandweit erste PPA für die Zeit nach der EEG- Förderung über insgesamt 7,8 MW aus 6 Windkraft anlagen an Land über fünf Jahre Laufzeit abgeschlossen. 3 Auch der Direktvermarkter Statkraft hat mit einem Industrieunternehmen ein PPA über 46 MW abgeschlossen. Der Strom kommt dabei aus insgesamt 6 Bürgerwindparks, welche 2021 aus der EEG-Förderung fallen. 4 Schließlich schloss der Windkraftanlagenbauer Enercon einen PPA über einen Fixpreis für Strom aus vier Bestandwindparks mit insgesamt 10,6 MW Leistung. Auch bei diesem Windpark handelt es sich um Anlagen, welche kurzfristig aus der EEG-Förderung fallen. 2 Siehe: 3 Siehe Tagesspiegel Background Energy vom Angaben gemäß Statkraft.

10 Monitoring negative Preise und Ausfallvergütung

11 Monitoring Negative Preise 11 Anzahl der Stunden mit negativen Preisen In letzten Quartal (Juli bis Oktober 2018) sind neun weitere Stunden mit negativen Preisen an der Strombörse EPEX-Spot aufgetreten. Damit steigt die Anzahl der negativen Stunden im Jahr 2018 auf 113 Stunden und liegt etwas unterhalb der Anzahl des gesamten Jahres 2017 mit 146 Stunden (siehe Tabelle 3). Das Preisniveau in Zeiträumen mit negativen Preisen lag im Jahr 2018 bei durchschnittlich 16 /MWh und damit geringfügig höher als in Im September sind in drei Stunden negative Preise an der EPEX-Spot über eine kürzere Dauer aufgetreten. Seit dem 1. Oktober 2018 ist die Gebotszonentrennung zwischen Deutschland und Österreich in Kraft, die zu häufigeren negativen Strommarktpreisen an der EPEX-Spot führen kann. Bereits am 03. Oktober 2018 sind bei vergleichsweise hohen Preisen in Österreich sechs Stunden negative Preise auf dem deutschen Strommarkt entstanden. Wie in den vorhergehenden Jahren auch sind in den Sommermonaten keine negativen Preise entstanden (siehe Abbildung 4). Tabelle 3 Anzahl Stunden, Handelsvolumen, mittlerer Marktpreis und Marktvolumen in Zeiten mit negativen Preisen an der EPEX-Spot von 2012 bis Anzahl Stunden mit negativen Preisen Handelsvolumen EPEX-Spot bei negativen Preisen Mittlerer Marktpreis bei negativen Preisen Marktvolumen (Handelsvolumen x Marktpreis) 56 h 64 h 64 h 126 h 97 h 146 h 113 h 1,8 TWh 2,2 TWh 2,6 TWh 4,8 TWh 3,6 TWh 5,4 TWh 4,0 TWh -61 /MWh -14 /MWh -16 /MWh -9 /MWh -18 /MWh -26 /MWh -15 /MWh 107 Mio. 31 Mio. 42 Mio. 44 Mio. 68 Mio. 153 Mio. 64 Mio. Quelle: EPEX-Spot.

12 Monitoring Negative Preise 12 Quelle: EPEX Spot Abbildung 4 Auftreten negativer Market Clearing Preise an der EPEX-Spot nach Monaten von 2015 bis Okt

13 Monitoring Negative Preise 13 6 Stunden mit negativen Preisen am Stück Negative Preise über eine Dauer von mindestens sechs Stunden sind im letzten Quartal nicht aufgetreten. Daher hat sich die Anzahl der nicht vergüteten Stunden für von 51 EEG 2017 erfassten Anlagen nicht erhöht und liegt weiter bei 57 Stunden in 2018 (siehe Tabelle 4). Durch den weiteren Zubau an Wind- und PV-Anlagen hat sich die von 51 EEG 2017 betroffene Anlagenleistung weiter erhöht und umfasst mit Stand Ende August 2018 ca MW (siehe Tabelle 5). Davon entfallen ca MW auf PV-Anlagen (Inbetriebnahme ab 2016, (zusammengefasste) installierte Leistung > 500 kw) und ca MW auf Windenergieanlagen (Inbetriebnahme ab 2016, (zusammengefasste) installierte Leistung > 3 MW). Tabelle 4 Anzahl Perioden und Anzahl Stunden mit negativen Preisen über mindestens 6 Stunden von 2012 bis einschließlich Anzahl Perioden < 6h 77 % min 6h 23 % < 6h 49 % Anzahl Stunden min 6h 51 % Gesamt Quelle: EPEX-Spot. Tabelle 5 Zubau, leistungsbezogen, von Wind- und PV-Anlagen von 2015 bis Aug sowie die von 51 EEG 2017 betroffene Anlagenleistung. Inbetriebnahme PV < 500 kw PV > 500 kw Wind < 3 MW Wind > 3 MW* Gesamt 51 EEG betroffen Angaben in MW EEG betroffen Quelle: BNetzA - Anlagenregister (Status 08/2018). *Wind an Land und auf See.

14 Monitoring Negative Preise 14 Ausfallvergütung Die installierte Leistung in der Ausfallvergütung umfasst mit Stand Oktober 2018 ca. 70 MW. Der überwiegende Teil der Anlagenleistung entfällt auf PV- Anlagen und zu einem kleineren Anteil auch auf Windenergieanlagen an Land (siehe Abbildung 5). Insgesamt befindet sich nur eine sehr geringe Anlagenzahl in der Ausfallvergütung. Im Oktober 2018 haben 170 PV-Anlagen, elf Windenergieanlagen an Land und fünf weitere Anlagen die Ausfallvergütung in Anspruch genommen. Abbildung 5 Anlagenleistung (MW) in der Ausfallvergütung, Jan bis Sept Quelle: netztransparenz.de

15 Biogas und Flexibilität

16 Biogas und Flexibilität 16 Anmeldungen für den Bezug der Flexibilitätsprämie Die Entwicklung der Anlagenanzahl respektive installierten elektrischen Leistung derjenigen Biogasund Biomethan-KWK-Anlagen, welche den Bezug der Flexibilitätsprämie nach 54 EEG 2014 und 50b EEG 2017 zwischen Januar 2016 und August 2018 angemeldet haben, zeigt Abbildung 6. Im Geltungsbereich des im Jahr 2012 novellierten EEG wurden bis einschließlich Juli 2014 knapp EEG-Anlagen mit einer insgesamt installierten Leistung von ca. 1,06 GW el für die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie bei der BNetzA angemeldet. Seit dem 1.August 2014 und mit dem in Kraft getretenen EEG 2014 kam eine im Anlagenregister der BNetzA gemeldete elektrische Leistung von etwa 2,01 GW el, aufgeteilt auf ca Anlagen, hinzu. Somit liegt die für die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie gemeldete installierte elektrische Gesamtleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen bis einschließlich August 2018 bei ca. 3,07 GW el, bzw. bei etwa Anlagen. Zu berücksichtigen ist, dass es zu Doppeltmeldungen bei der BNetzA kommen kann. So löst die erstmalige Inanspruch- Abbildung 6 Quelle: BNetzA (Anlagenregister). Entwicklung der Anlagenleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen, die den Bezug der Flexibilitätsprämie nach 54 EEG 2014 und 50b EEG 2017 zwischen Januar 2016 und August 2018 bei der BNetzA angemeldet haben.

17 Biogas und Flexibilität 17 nahme der Flexibilitätsprämie eine Meldepflicht für solche Anlagen aus, die vor dem 1. August 2014 in Betrieb genommen wurden (Anlagenregisterverordnung auf der Grundlage des 93 EEG 2017 zur Konkretisierung der nach 6 EEG 2017 zu übermittelnden Daten). Dabei ist zu beachten, dass Anlagen, die bereits vor dem 1. August 2014 die beabsichtigte Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie der Bundesnetzagentur gemeldet haben, aber erst nach diesem Stichtag ihre erhöhte Leistung in Betrieb nehmen, die Änderung der installierten Leistung im Anlagenregister registrieren lassen müssen. Diese Meldepflicht dient der Kontrolle, wann die gesetzliche Fördergrenze für Leistungserhöhungen erreicht wird: Die Förderung ist auf insgesamt MW el im Vergleich zur installierten Leistung vor dem 01.August 2014 gedeckelt. Der Umfang der Leistungserhöhung, die seit dem 01. August 2014 (EEG 2014) auf eine Fördergrenze von max MW el angerechnet wird, beträgt mit Stand August 2018 knapp 736 MW el, sodass ca. 54 % des Förderdeckels ausgeschöpft wurden.

18 Biogas und Flexibilität 18 Preisspreads Die dynamischen Preisspreads werden aus der Differenz zwischen dem gemittelten Preis der zwölf teuersten Stunden und des Durchschnittspreises eines Tages berechnet. Es fällt auf, dass die dynamischen Preisspreads ab März 2018 über dem Niveau der vorangegangenen Jahre 2016 und 2017 liegen und in den Monaten August und September die Vorjahresdaten aus 2016 und 2017 deutlich übersteigen. Das bedeutet: Würde eine bedarfsgerechte betriebene Erzeugungsanlage immer während der 12 Stunden am Tag mit dem höchsten Strompreisen produzierten, könnte diese Anlage in den jeweiligen Monaten rein rechnerisch Mehrerlöse von um die 0,6 ct/kwh el bis hin zu knapp 1 ct/kwh el am EPEX-Day-Ahead Markt erzielen. Die Realerlöse würden den technischen Möglichkeiten entsprechend 14 Dynamische Preisspreads am EPEX-Day-Ahead Markt [ /MWh] Quelle: EPEX-Spot. Abbildung 7 Monatliche durchschnittliche dynamische Preisspreads am EPEX-Spot Day-Ahead Markt von 2015 bis September 2018.

19 Biogas und Flexibilität 19 etwas niedriger liegen. Werden zusätzlich die Preise für am Day-Ahead Markt veräußerten Strom ausgewertet (Abbildung 8), dann lassen sich die gestiegenen Preisspreads auf die seit Juni 2018 ebenfalls gestiegenen absoluten Strompreise pro MWh erklären. Der Preisanstieg auf bis zu 58 /MWh im August 2018 und 55 /MWh im September ist wiederum mit dem ebenfalls gestiegenen Preis für CO 2 - Emisionszertifikate in Verbindung zu bringen. Der Preis für CO 2 -Emissionszertifikate stieg von ca. 7 im Januar auf bis zu 24 im September 2018, was insbesondere die CO 2 -intensive konventionelle Stromproduktion (z.b. aus Kohleverstromung) verteuerte. 5 Der Strompreis am EPEX-Spot-Markt erreichte im August 2018 allerdings seinen vorläufigen Höhepunkt und ging im September 2018 im Gegensatz zum Preisspread wieder leicht auf ca. 55 /MWh zurück. Die Preisentwicklungen gilt es weiter zu beobachten. 60 Durchschnittlicher Preis Day Ahead Stundenkontrakte [ /MWh] Abbildung 8 Durchschnittlicher Preis am Day-Ahead EPEX-Spot Markt in den Jahren Quelle: EPEX-Spot. 5 Börse Online

20 Regelleistungsmarkt

21 Regelleistungsmarkt 21 Neue Asschreibungsbedingungen und Zuschlagmechanismus Seit dem 12. Juli 2018 wird die von der Bundesnetzagentur beschlossene Änderung des Ausschreibungssystems für Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) umgesetzt. 6 SRL und MRL werden nunmehr kalendertäglich in sechs Zeitscheiben von jeweils vier Stunden ausgeschrieben (vgl. QB 06/2018). Die Wirkung des BNetzA-Beschlusses 7 wurde hinsichtlich des Mischpreisverfahren, das ebenfalls ab dem 12. Juli 2018 angewandt werden sollte, nach einem Beschluss im Eilverfahren des Oberlandesgerichts Düsseldorf 8 bis zum 15. Oktober 2018 aufgeschoben. Das Preisermittlungsverfahren wird bis dahin weiter nach dem Leistungspreisverfahren durchgeführt. Der Beschluss erging im vorläufigen Rechtsschutz und stellt keine abschließende Ent- scheidung über die Klage der NEXT-Kraftwerke dar. Aus den Leitsätzen des OLG Düsseldorf lässt sich entnehmen, dass die BNetzA durch den Beschluss des Mischpreisverfahren wohl nicht fehlerhaft von ihrem Aufgreif- und Ausgestaltungsermessen Gebrauch gemacht hat. Allerdings erscheine die von der BNetzA vorgesehene Umstellungsfrist nicht angemessen ausgestaltet, da die Interessenlage der Marktteilnehmer nicht in ausreichendem Maße berücksichtigt wurde. Nach der letzten E&M-Umfrage im Juli 2018 besteht zwischen den Direktvermarktern keine Einigkeit bei der Bewertung des Mischpreisverfahrens. 17 von 28 Direktvermarktern, die sich zu der Frage geäußert haben, bewerten das Mischpreisverfahren insgesamt als positiv. 6 BNetzA, BK und BK BNetzA, BK u OLG Düsseldorf, B. v VI-3 Kart 806/18 [V].

22 Regelleistungsmarkt 22 Regelleistungspreise Seit dem 12. Juli 2018 wird neben der MRL auch SRL in 4-Stunden-Blöcken gehandelt. Dadurch, dass die RL nicht mehr für eine ganze Woche angeboten werden muss, können Anbieter die Entscheidung über die Fahrpläne kurzfristiger treffen. So können sie beispielsweise die Preise, bzw. die Preisspreads am Spotmarkt noch länger in der Fahrplanerstellung mitberücksichtigen, ohne dass dies einer Teilnahme am Regelenergiemarkt entgegensteht. Dieser Sachverhalt sollte sich positiv auf die Flexibilität einiger Kraftwerkskapazitäten auswirken (z.b. Biogasanlagen, KWK-Anlagen, BHKW). In Abbildung 9 sind die durchschnittlichen Arbeitspreiserlöse im Jahr 2018 vor und nach der Umstellung des Ausschreibungssystems am 12. Juli dargestellt. Es ist erkennbar, dass mit der Umsetzung des neuen Ausschreibungssystems die durchschnittlichen Arbeitspreis erlöse für negative SRL deutlich in den negativen Bereich verschoben worden sind und nun bei durchschnittlich -31,19 /MWh liegen. Das deutet erstens auf ein größeres Angebot in dem Bereich hin. Und zweitens darauf, dass vor allem die Anbieter zum Zuge gekommen sind, die durch das kurzfristige Abregeln von Kraftwerken Kosten (z. B. Brennstoffkosten einsparen und diese Einsparungen auch im gebotenen Arbeitspreis einrechnen. Der Arbeitspreis für positive SRL ist von 45 /MWh vor der Umstellung auf 60,79 /MWh nach der Umstellung gestiegen, d.h. dass das Bereitstellen von zusätzlichen Strommengen und das reduzieren von Verbräuchen gestiegen ist. Die durchschnittlichen Preise für negative MRL sind ebenfalls negativ nach der Umstellung, jedoch nur in sehr geringem Ausmaß. Die Preise für positive MRL sind weiter gefallen, auf ein Niveau von knapp über Null. Abbildung 9 Durchschnittliche Arbeitspreiserlöse im Jahr Quelle: regelleistung.net.

23 Mieterstrommodell

24 Mieterstrommodell 24 Mieterstrommodell Mit dem seit dem 25. Juli 2017 geltenden Mieterstromzuschlag, können PV-Anlagen mit bis zu 100 kw gefördert werden, wenn die erzeugte Energie direkt an die Bewohner des Gebäudes geliefert wird. Die Zuschlaghöhe ist abhängig von der installierten Leistung und liegt zwischen 2,21 ct/kwh bei kw-anlagen und 3,81 ct/kwh bei Anlagen mit bis zu 10 kw. Anlagen mit Leistungen zwischen 11 kw und 40 kw werden mit 3,47 ct/kwh bezuschusst. Die Förderung ist insgesamt auf eine PV- Anlagenleistung von 500 MW pro Jahr gedeckelt. Abbildung 10 zeigt, dass der Förderdeckel mit bisher ca. 3 MW zugebauter Leistung in 2018 erst zu 0,6 % erreicht ist. Die Zubaurate im August 2018 liegt mit ca. 1 MW zwar um das Zwölffache höher als im August des Vorjahres. Allerdings weiter auf niedrigem Niveau. Abbildung 11 zeigt, dass auf die südlichen Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg mit jeweils ca kw installierter Leistung der größte Anteil der bezuschussten Mieterstromanlagen fällt. Es folgen Nordrhein-Westfalen, Berlin und. Hamburg mit ca. 650 kw bzw. 550 kw und 450 kw. Abbildung 12 zeigt, dass die Anlagen-Größenklasse von kw am häufigsten innerhalb des Mieterstrommodells vertreten ist (in Bezug auf die installierte Leistung). Es folgen die größeren Anlagen mit Leistungen von 41 bis 100 kw mit ca kw installierter Leistung. Die kleinste Größenklasse (0-10 kw) ist mit 500 kw installierter Gesamtleistung an dritter und letzter Stelle der Größenklassenreihenfolge. Installierte Leistung und Zubau Leistung [kw] Jul 17 Aug 17 Sep 17 Okt 17 Nov 17 Dez 17 Jan 18 Feb 18 Mrz 18 Apr 18 Mai 18 Jun 18 Jul 18 Aug 18 Installierte Leistung Zubau Quelle: BNetzA, Veröffentlichung der PV-Mieterstrom-Meldezahlen. Abbildung 10 Installierte PV-Leistung und Zubau im Mieterstrommodell von Juli 2017 bis August 2018.

25 Mieterstrommodell 25 Installierte Leistung nach Bundesländern Baden-Württemberg Bayern Berlin Hamburg Hessen Mecklenburg-Vorpommern Niedersachsen Nordrhein-Westfalen Rheinland-Pfalz Schleswig-Holstein Leistung [kw] Quelle: BNetzA, Veröffentlichung der PV-Mieterstrom-Meldezahlen. Abbildung 11 Installierte Leistung nach Bundesländern. Installierte Leistung im Mieterstrommodell kw kw 0-10 kw Abbildung 12 Installierte Leistung im Mieterstrommodell bis zum Quelle: BNetzA, Veröffentlichung der PV-Mieterstrom-Meldezahlen.

26 Verzeichnis

27 Verzeichnis 27 Abbildungen & Tabellen Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung Tabelle 1 Status Quo der Anlagenleistungen (MW) in der mit Marktprämie geförderten Direktvermarktung sowie Zuwächse im ersten Halbjahr 2018 und im Zeitraum Jul. bis Okt. 2018, sowie insgesamt im EEG direktvermarktete installierte Leistung, Stand Oktober Seite 5 Abbildung 2 Tabelle 2 Vermarktete Leistung in der Direktvermarktung nach Unternehmen von 2016 bis Juni Seite 7 Abbildung 3 Anteile von erneuerbaren Energieträgern an der in der sonstigen Direktvermarktung vermarkteten Leistung. Seite 8 Veränderung des Vermarktungsportfolios von Direktvermarktern zwischen 2016 und Seite 6 Monitoring negative Preise und Ausfallvergütung Tabelle 3 Anzahl Stunden, Handelsvolumen, mittlerer Marktpreis und Marktvolumen in Zeiten mit negativen Preisen an der EPEX-Spot von 2012 bis Seite 11 Abbildung 4 Auftreten negativer Market Clearing Preise an der EPEX-Spot nach Monaten von 2015 bis Okt Seite 12 Tabelle 5 Zubau, leistungsbezogen, von Wind- und PV-Anlagen von 2015 bis Aug sowie die von 51 EEG 2017 betroffene Anlagenleistung. Seite 13 Abbildung 5 Anlagenleistung (MW) in der Ausfallvergütung, Jan bis Sept Seite 14 Tabelle 4 Anzahl Perioden und Anzahl Stunden mit negativen Preisen über mindestens 6 Stunden von 2012 bis einschließlich Seite 13

28 Verzeichnis 28 Biogas und Flexibilität Abbildung 6 Entwicklung der Anlagenleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen, die den Bezug der Flexibilitätsprämie nach 54 EEG 2014 und 50b EEG 2017 zwischen Januar 2016 und August 2018 bei der BNetzA angemeldet haben. Seite 16 Abbildung 8 Durchschnittlicher Preis am Day-Ahead EPEX-Spot Markt in den Jahren Seite 19 Abbildung 7 Monatliche durchschnittliche dynamische Preisspreads am EPEX-Spot Day-Ahead Markt von 2015 bis September Seite 18 Regelleistungsmarkt Abbildung 9 Durchschnittliche Arbeitspreiserlöse im Jahr Seite 22 Mieterstrommodell Abbildung 10 Installierte PV-Leistung und Zubau im Mieterstrommodell von Juli 2017 bis August Seite 24 Abbildung 12 Installierte Leistung im Mieterstrommodell bis zum Seite 25 Abbildung 11 Installierte Leistung nach Bundesländern. Seite 25

29 Verzeichnis 29 Literatur AGEE-Stat (Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik). (15. Januar 2018). Monatsbericht zur Entwicklung der erneuerbaren Stromerzeugung und Leistung in Deutschland. Abgerufen am 16. Oktober 2018 von dokumente/agee-stat_monatsbericht_ pdf. BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen. Anlagenregister, Anlagenregister, PV-Mieterstromanlagen. Abgerufen am 12. Oktober 2018 von: BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen: Konsultation zum Festlegungsverfahren zur Erbringung von Sekundärregelleistung und Minutenreservedurch Letztverbrauchergemäß 26a StromNZV. (02. Februar 2018). Abgerufen am 10. Oktober 2018 von Konsultation_zuschlagsmechanismus.pdf. BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen: Mitteilung anlässlich der Harmonisierung des technisch zulässigen Arbeitspreises der Regelarbeitsmärkte mit dem Intraday-Markt. (02. Januar 2018). Abgerufen am 10. Oktober 2018 von BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen. Strommarktdaten. (2018). SMARD.de. Abgerufen am 16. Oktober 2018 von Börse Online. Preis für CO2-Emissionszertifikate. Abgerufen am von Enercon. Abgerufen am 28. September E&M Energie & Management Direktvermarktungsportfolios im 1. Halbjahr 2018, Ausgabe 15. August 2018, S.9.

30 Verzeichnis 30 E&M Energie & Management Energy & Management verschiedene Ausgaben. Portfolio 2015, Ausgabe 1. Februar 2016, S.35. Portfolio 2016, Ausgabe 1. Februar 2017, S , Portfolio 2017, Ausgabe 1. Februar 2018, S , Portfolio 2018, Ausgabe 15. August 2018, S.9. EPEX Spot (European Power Exchange). Day-Ahead Auction, Marktdaten. (2018). Abgerufen am 16. Oktober 2018 von Fraunhofer ISI, Fraunhofer IEE, IKEM. (Dezember 2017). Monitoring der Direktvermarktung (Quartalsbericht 12/2017). Abgerufen am 16. Oktober 2018 von ttps://www. erneuerbare-energien.de/ee/redaktion/de/downloads/berichte/monitoring-direktvermarktung-strom-ee-quartalsbericht pdf. Greenpeace. Abgerufen am 28. September Netztransparenz.de. Transparenzplattform der Übertragungsnetzbetreiber. (2018). Abgerufen am 16. Oktober 2018 von OLG Düsseldorf. B. v. V.-3. (11. Juli 2018). Abgerufen am 12. Oktober 2018 von Regelleistung.net. Internetplattform der Übertragunsnetzbetreiber zur Vergabe von Regelleistung. (2018). Abgerufen am 16. Oktober 2018 von Statkraft. Abgerufen am 28. September 2018.

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