Monitoring der Direktvermarktung

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1 Monitoring der Direktvermarktung Quartalsbericht (03/2017) 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 Dr. Anke Eßer Dr. Ben Pfluger Dr. Frank Sensfuß Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemanalyse (IWES) Michael von Bonin Norman Gerhardt Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM) Verena Lerm Dennis Nill Simon Schäfer-Stradowsky Im Unterauftrag: Technische Hochschule Ingolstadt (THI) Prof. Dr. Uwe Holzhammer Karlsruhe/Kassel/Berlin, März 2017

3 Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung 5 Entwicklung der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung 10 Trendfortschreibung für die kommenden 12 Monate Monitoring negative Preise und Vergütung in Ausnahmefällen 15 Anzahl Stunden negative Preise 16 6 Stunden negative Preise am Stück 17 Ausfallvergütung Flexibilität durch Biogasanlagen 19 Flexibilität durch Biogasanlagen 23 Flexibilität auf verschiedenen Märkten Verhalten bei negativen Preisen 28 Verhalten bei negativen Preisen 29 Regelleistung und negative Börsenstrompreise Verzeichnis 32 Abbildungen & Tabellen 34 Literatur

4 Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung

5 Monitoring Direktvermarktung 5 Entwicklung der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung Marktprämie Im letzten Quartal ist die vermarktete Leistung in der geförderten Direktvermarktung mit Anspruch auf die Marktprämie um fast MW angestiegen. Der Anstieg lag damit deutlich höher als im letzten Quartal mit lediglich MW. Dabei hat sich insbesondere im Januar die vermarktete Leistung über alle Technologien hinweg erhöht. Der deutliche Anstieg ist auch auf einen starken Zubau an Anlagen im vorhergehenden Quartal und insbesondere im Dezember 2016 zurückzuführen. Insgesamt wurden im März MW an installierter EEG-förderfähiger Leistung vermarktet, was ca. 62 % der installierten EEG-förderfähigen Leistung entspricht (siehe Tabelle 1). Ein Anteil von ca. 21 % der installierten PV-Leistung nutzt über die geförderte Direktvermarktung die Marktprämie. Die Anteile der anderen Technologien sind ebenfalls weitergewachsen und liegen bei ca. 77 % für Biomasse, über 50 % bei der Wasserkraft und bei ca. 93 % für Wind an Land. Die Leistung aus Wind auf See wird vollständig in der geförderten Direktvermarktung vermarktet. Tabelle 1 Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Anspruch auf die Marktprämie und installierte Gesamtleistung Quelle: netztransparenz.de In MW Marktprämie März 2017 Installierte Leistung Januar 2017 Veränderung Marktprämie 12/2016 vs. 03/2017 Anteil geförderter DV an installierter Leistung Wasserkraft % Deponie-, Klärund Grubengas % Biomasse % Geothermie % Wind an Land % Wind Offshore % Solarenergie % Summe %

6 Monitoring Direktvermarktung 6 Sonstige Direktvermarktung In der sonstigen Direktvermarktung befindet sich seit April 2016 insbesondere die Wasserkraft, die hier über 80 % der vermarkteten Leistung ausmacht. Insgesamt wurde in der sonstigen Direktvermarktung im März 2017 eine Leistung von 166 MW veräußert. Die Veränderungen bei der ungefördert direktvermarkteten Leistung sind vergleichsweise gering. Hier sind die sonstig direktvermarkteten Leistungen ohne die Wasserkraft von 25 MW im Januar auf 27 MW im März angestiegen. Bei der Wasserkraft stieg die in dieser Form vermarktete Leistung seit Dezember 2016 von 130 MW zunächst bis auf 155 MW im Februar 2017 an und lag dann im März 2017 bei 139 MW (siehe Abbildung 1). Abbildung 1 Anlagenleistung in der sonstigen Direktvermarktung in MW Quelle: netztransparenz.de Vermarktungsanteile Aktuell größter Vermarkter ist nach einer Befragung der Zeitschrift Energie & Management die Statkraft Markets GmbH mit mehr als MW vermarkteter Leistung. Zweitgrößter Vermarkter ist zu Beginn 2017 die MVV Energie AG. Daneben verfügen ca. acht weitere Vermarkter über ein Portfolio von mehr als MW (siehe Abbildung 2).

7 Monitoring Direktvermarktung 7 Abbildung 2 Entwicklung der vermarkteten Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Anspruch auf die Marktprämie Quelle: E&M

8 Monitoring Direktvermarktung 8 Mit dem Jahreswechsel haben sich bei mehreren Vermarktern Veränderungen ihrer Portfolios hinsichtlich der vermarkteten Leistung ergeben. Dies ist zum Teil auf ein Auslaufen von Direktvermarktungsverträgen bei einigen Vermarktern zurückzuführen, die nur zu angepassten Konditionen verlängert wurden. Einige Vermarkter mit großen Portfolios haben deutliche Rückgänge bei ihrer vermarkteten Leistung zu verzeichnen, u.a. Statkraft, Danske Commodities oder die NEAS Energy. Deutliche Leistungszuwächse haben MVV, die EnBW Trading sowie E.ON Energie in ihren Portfolios realisieren können (siehe Abbildung 3). Abbildung 3 Veränderungen der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung von Dezember 2016 zu Januar 2017 Quelle: E&M 2017 Der Anteil direktvermarkteter Anlagen ist auch im letzten Quartal weiter gewachsen und liegt bei etwa 62 % der installierten EEG-förderfähigen Leistung (siehe Abbildung 4). Neben dem Zubau an neuen Anlagen findet in einem begrenzten Maß auch ein Wechsel von Bestandsanlagen, die bisher die Einspeisevergütung beanspruchten, in die Direktvermarktung statt.

9 Monitoring Direktvermarktung 9 Abbildung 4 Veränderungen der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung von Dezember 2016 zu Januar 2017 Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und energymap.info

10 Monitoring Direktvermarktung 10 Trendfortschreibung für die kommenden 12 Monate Auf Basis der Entwicklung beim Zubau der erneuerbaren Energien und der Direktvermarktung in der Vergangenheit wird im Folgenden ein Ausblick auf die weitere Entwicklung in den kommenden 12 Monaten gegeben. Dabei wird zunächst der monatliche Zubau von erneuerbaren Technologien dargestellt und anschließend die monatliche Entwicklung der Direktvermarktung. Zubau bei den Erneuerbaren Technologien In den ersten beiden Monaten 2017 sind laut Anlagenregister 526 MW Windanlagen an Land und 138 MW Windanlagen auf See in Betrieb genommen worden. Der Zubau bei den PV-Anlagen umfasste in den ersten beiden Monaten 239 MW, wovon 52 MW als Freiflächenanlagen installiert wurden (siehe Abbildung 5). Im Jahr 2017 ist erstmals die grundsätzlich verpflichtende Teilnahme an Ausschreibungen für die Sparten Wind an Land, Solar und Biomasse vorgesehen. Mit der Umstellung auf das Ausschreibungssystem wird die Berechnungsgrundlage für die Marktprämie, der anzulegende Wert, und damit deren Höhe wettbewerblich ermittelt. Bis zum in Kraft treten des EEG 2017 wurde der anzulegende Wert ausschließlich gesetzlich vorgegeben. Das Ausschreibungssystem hat über die jeweils ausgeschriebene Menge Einfluss auf den Zubau der betroffenen Sparten. Abbildung 5 Monatlicher Zubau bei Erneuerbaren Energien in Megawatt pro Monat von Januar 2016 bis Februar 2017 Quelle: Anlagenregister, BNetzA

11 Monitoring Direktvermarktung 11 Der mittelfristig erwartete Ausbau für Wind energieanlagen an Land wird sich damit ebenfalls an der ausgeschriebenen Menge orientieren. Im Windbereich sind in den Jahren 2017 bis 2019 pro Jahr Ausschreibungs volumina von MW im EEG 2017 vorgesehen, die ab 2020 auf MW ansteigen (siehe Tabelle 2). Von den dargestellten Ausschreibungsvolumina können 5 % der jährlich zu installierenden Leistung im Rahmen von international geöffneten Ausschreibungen bezuschlagt werden. Darüber hinaus ist ab 2018 die Leistung von Windenergieanlagen an Land in Ansatz zu bringen, die im Rahmen der gemeinsamen Pilotausschreibungen für Wind an Land und Solar bezuschlagt wurden, für die ein jährliches Ausschreibungsvolumen von insgesamt 400 MW pro Jahr vorgesehen ist. Der Zubau von Windenergie an Land wird außerdem in sogenannten Netzausbaugebieten, die aktuell in Norddeutschland liegen, durch eine regionenspezifische Obergrenze besonders gesteuert. Mit Ausnahme des Jahres 2017 werden die Mengen in der regulären Ausschreibung bis 2019 an vier Terminen pro Jahr ausgeschrieben. Tabelle 2 Ausschreibungstermine und Ausschreibungsvolumina für Wind an Land Quelle: EEG 2017 Wind an Land /19 Gesamt 2017 X 800 MW MW MW MW MW 700 MW 700 MW 700 MW MW MW 700 MW 700 MW 700 MW MW ab MW 950 MW (01.06) und 950 MW (01.10) MW Bei PV-Anlagen sind Ausschreibungen von insgesamt 600 MW pro Jahr zu drei Gebotsterminen mit jeweils 200 MW vorgesehen. Für Biomasseanlagen werden bis 2019 zu je einem Gebotstermin 150 MW pro Jahr ausgeschrieben. Ab 2020 bis 2022 werden einmal pro Jahr 2oo MW für Biomasseanlagen ausgeschrieben (siehe Tabelle 3). Tabelle 3 PV und Biomasse Gesamt PV Biomasse MW 200 MW 200 MW 600 MW 150 MW MW 200 MW 200 MW 600 MW 150 MW MW 200 MW 200 MW 600 MW 150 MW ab 2020 Ausschreibungstermine und Ausschreibungsvolumina für PV- und Biomasseanlagen Quelle: EEG MW

12 Monitoring Direktvermarktung 12 Für sogenannte Übergangsanlagen der Windenergieanlagen an Land ist noch eine Förderung außerhalb der Ausschreibung über die geförderte Direktvermarktung möglich. Deren Anspruch auf die Marktprämie wird dann noch mit Hilfe des gesetzlich festgelegten anzulegenden Wertes ermittelt. Unter die Vorschrift zu Übergangswindenergieanlagen fallen sämtliche Windanlagen, die vor dem 1. Januar 2019 in Betrieb genommen worden sind, wenn sie vor dem 1. Januar 2017 nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) genehmigt worden sind, diese Genehmigung vor dem 1. Februar 2017 mit den erforderlichen Angaben an das Register gemeldet worden ist und nicht vor dem 1. März 2017 auf den gesetzlich bestimmten Anspruch verzichtet wurde. Bis Ende 2016 genehmigte aber noch nicht gebaute Wind anlagen umfassen nach Angaben des Anlagenregisters insgesamt MW. Diese Anlagen können bis Ende 2018 realisiert werden, ohne an den Ausschreibungen teilzunehmen. Der gesetzlich bestimmte anzulegende Wert unterliegt vom 1. März bis zum 1. August 2017 für die nach diesem Zeitpunkt in Betrieb genommenen Anlagen einer monatlichen Degression von 1,05 %. Anschließend reduziert sich die nur noch alle drei Monate greifende Degression auf 0,4 % im Zeitraum vom 1. Oktober 2017 bis zum 1. Oktober Von der Möglichkeit, der Bundesnetzagentur mitzuteilen, dass Anlagenbetreiber auf den gesetzlich bestimmten Zahlungsanspruch verzichten, machten bis zum Ablauf der Frist am insgesamt 52 Genehmigungsinhaber mit einer Leistung von ca. 475 MW Gebrauch. Vor diesem Hintergrund wird für die kommenden 12 Monaten mit einem weiteren Zubau der Windenergieanlagen gerechnet, der in einer vergleichbaren Größenordnung liegen kann, wie in den zurückliegenden Monaten. Von den genehmigten Anlagen haben Anlagen mit einer Leistung von über MW die Genehmigung erst im Dezember 2016 erhalten, sodass bei bisher durchschnittlichen Realisierungszeiträumen von der Erteilung der Genehmigung bis zur Inbetriebnahme von ca. 12 Monaten vermutlich nur ein Teil der genehmigten Anlagen in 2017 in Betrieb geht. Monatliche Änderung in der Direktvermarktung In den ersten drei Monaten in 2017 ist die Leistung in der durch die Marktprämie geförderten Direktvermarktung mit jeweils mehr als 600 MW pro Monat angestiegen, wobei der Anstieg insbesondere im Bereich Windenergie an Land erfolgt ist (siehe Abbildung 6). Infolge des erwarteten Ausbaus der bereits im vergangenen Jahr genehmigten Windenergieanlagen an Land wird mit einem weiteren Anstieg der Leistung, die in der geförderten Direktvermarktung veräußert wird, gerechnet. Je nach Realisierungsgeschwindigkeit ist in den kommenden Monaten mit einer vergleichbaren bzw. sogar etwas gesteigerten Zunahme der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung zu rechnen. Die Leistung derjenigen Windenergieanlagen, die ab dem 1. Mai 2017 an Ausschreibungsrunden teilnehmen werden, wird sich aufgrund der Realisierungszeiten erst mittelfristige auf die Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung auswirken.

13 Monitoring Direktvermarktung 13 Abbildung 6 Monatliche Veränderung der Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie von September 2015 bis September 2016 Quelle: netztransparenz.de

14 Monitoring negative Preise und Vergütung in Ausnahmefällen

15 Monitoring Negative Preise 15 Anzahl Stunden negative Preise Im letzten Quartal gab es lediglich drei Perioden mit negativen Preisen, die zu insgesamt acht Stunden negativer Preise an der EPEX-Spot geführt haben. Im Vergleich zu den beiden Vorjahren sind 2017 weniger Stunden mit negativen Preisen in den Monaten Januar, Februar und März aufgetreten. Im März dieses Jahres gab es keine Stunde mit negativen Preisen, was zuletzt in 2011 der Fall war (siehe auch Abbildung 7), obwohl die Windeinspeisung im März 2017 höher war als im März 2016 und März Damit ist im 1. Quartal in 2017 die geringste Anzahl an Stunden mit negativen Preisen seit 2011 aufgetreten. Die Ursache hierfür ist, dass zum einen die Einspeisung zum Teil eher unterdurchschnittlich war (z.b. im Januar 2017) und zum anderen, dass Phasen mit hoher Einspeisung nicht an Tagen aufgetreten sind, die mit einer geringen Nachfrage einhergingen. Dadurch hat sich obwohl es einen starken Anstieg der installierten Leistung im letzten Jahr gegeben hat die Anzahl negativer Stunden verhältnismäßig moderat entwickelt. Abbildung 7 Entwicklung Anzahl Stunden negativer Preise am Day-Ahead Markt der EPEX-Spot von pro Monat von 2014 bis März 2017 Quelle: EPEX-Spot

16 Monitoring Negative Preise 16 6 Stunden negative Preise am Stück In 2017 sind bisher keine Perioden mit negativen Preisen mit mindestens sechs Stunden Dauer aufgetreten. Die drei Perioden mit negativen Preisen haben jeweils nur drei Stunden und einmal 2 Stunden angedauert (siehe Tabelle 4). Daher sind bisher in 2017 keine Zeiten aufgetreten, in denen ein EEG-Förderanspruch nicht geltend gemacht werden konnte. Anlagen, die unter die Vorschrift zu negativen Preisen fallen und die bei Vorliegen der Voraussetzungen vom Verlust des EEG-Zahlungsanspruchs betroffen sind, sind insbesondere: (verklammerte) Windenergieanlagen ab insgesamt 3 MW installierter Leistung und sonstige (verklammerte) Anlagen ab 500 kw installierter Leistung mit Inbetriebnahmedatum ab dem 1. Januar Auf Basis des Anlagenregisters sind seit Beginn 2016 Anlagen mit einer Leistung von mindestens MW zugebaut worden, die vom Ausschluss eines EEG-Zahlungsanspruchs in Zeiten negativer Preisen betroffen sind (siehe Tabelle 5). Tabelle 4 Anzahl Perioden und Anzahl Stunden mit negativen Preisen in Perioden mit weniger bzw. min. 6 Stunden Dauer Quelle: EPEX-Spot Anzahl Perioden Anzahl Stunden < 6h min 6h < 6h min 6h Gesamt Tabelle 5 Zubau an Windenergieanlagen (an Land und auf See) und PV-Anlagen nach Anlagenleistung, Inbetriebnahmejahr und potenzieller Betroffenheit für 51 EEG 2017 Quelle: Anlagenregister, BNetzA PV < 500 kw PV > 500 kw Wind < 3 MW Wind > 3 MW* Gesamt 51 EEG relevant betroffen

17 Monitoring Negative Preise 17 Ausfallvergütung In den ersten drei Monaten in 2017 wurde die Ausfallvergütung von Wind- und PV- Anlagen in Anspruch genommen. Auch eine Biomasseanlage hat diese Vergütungsform einen Monat lang genutzt. Im März 2017 waren ca. 20 MW an installierter Leistung in dieser Vergütungsform. Im Bereich der PV-Anlagen waren davon vor allem Anlagen kleiner 500 kw betroffen. Die Anzahl betroffener PV-Anlagen ist seit 2016 leicht angestiegen. So waren zu Beginn 2016 weniger als 10 Anlagen pro Monat betroffen. Im März 2017 ist diese Anzahl auf 64 Anlagen angestiegen. Insgesamt ist in dieser Vergütungsform nur ein sehr geringer Anteil der Anlagen. Dies betrifft auch das Anlagensegment kleiner PV-Anlagen zwischen 100 und 500 kw, von dem weiterhin ein Anteil von weniger als 6 % des Zubaus seit Beginn 2016 die Ausfallvergütung nutzt (Status März 2017 ca. 10 MW von 170 MW). Bei den anderen Technologien ist die Leistung, für die die Ausfallvergütung beansprucht wird, weiterhin sehr gering und betrifft in der Regel nur einzelne Anlagen (siehe Abbildung 8). Abbildung 8 Anlagenleistung in Megawatt in der Vergütung in Ausnahmefällen von 2015 bis 2017 Quelle: netztransparenz.de

18 Flexibilität durch Biogasanlagen

19 Flexibilität durch Biogasanlagen 19 Flexibilität durch Biogasanlagen Die Strommengen aus Biomasseanlagen werden seit 2012 an der Strombörse gefördert direktvermarktet. Die installierte Biomasseleistung in der geförderten Direktvermarktung ist in Abbildung 9 dargestellt. Die Anmeldung zur Direktvermarktung weist nach wie vor eine steigende Tendenz auf, wenngleich die Steigerungsrate in den letzten Monaten gesunken ist. Es ist davon auszugehen, dass weiterhin Anlagenbetreiber für die Direktvermarktung mobilisiert werden können, wenn auch auf geringerem Niveau. Gleichzeitig herrscht ein Wettbewerb zwischen den Direktvermarktern, Biomasseanlagen für sich zu gewinnen. Vermutlich wird dennoch ein gewisser Anteil an Anlagenleistung, insbesondere kleine Anlagen und Anlagen mit schlechter Fahrplantreue, in der EEG-Vergütung verbleiben. Aktuell sind ca. 86 % der installierten Biomasseanlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung. Abbildung 9 Entwicklung der direktvermarkteten Strommengen aus Biomasse seit 2014 bis März 2017 Quelle: netztransparenz.de

20 Flexibilität durch Biogasanlagen 20 Tabelle 6 Direktvermarkter mit den 10 größten Anteilen von Biogas im Portfolio Quelle: E&M 2017 Direktvermarkter Portfolio in MW Anfang 2017 Biomasse/Biogas im Portfolio Anteil Biogas am Portfolio 1 energy2market ,5% 2 Next Kraftwerke ,8% 3 Clean Energy Sourcing ,6% 4 Lechwerke ,1% 5 enviam ,0% 6 EWE Trading ,5% 7 Stadtwerke München ,3% 8 Genossenschaft deutscher Grün-Energie Erzeuger ,8% 9 Statkraft Markets ,7% 10 Innogy SE ,5% Summe ,7% Summe gesamt ,9 % In Tabelle 6 sind die zehn Direktvermarkter mit den größten Strommengen aus Biomasse im Direktvermarktungsportfolio und ihren jeweiligen Anteilen am Gesamtportfolio aufgelistet. Insgesamt verwalten diese zehn Direktvermarkter 4312 MW von 4807 MW der Biomasseanlagen von den Unternehmen, die an der Umfrage von Energie & Management (E&M 2017) teilgenommen haben. Am gesamten Anteil des direktvermarkteten EE-Stroms der Direktvermarkter macht Strom aus Biomasseanlagen (Biomasseheizkraftwerke und Biogasanlagen, z.t. auch BHKW- Anlagen mit flüssiger Biomasse) bei den aufgeführten zehn Unternehmen 18,7 % und insgesamt 6,9 % aus. Auffällig ist, dass tendenziell neue Direktvermarkter sich den komplexeren Biomasse-/Biogas-Erzeugungsleistungen widmen (über 3 GW el von 4,8 GW el ). Über Jahre etablierte Stromhändler weisen jeweils nicht über 250 MW el Biomassekapazität in ihrem Portfolio auf. Die Biomasseanlagen sind aufwendiger in ein virtuelles Kraftwerk einzubinden, da diese zum einen sehr unterschiedlich in ihrer baulichen Ausführung sind und sich dies auf die Möglichkeiten, die Stromproduktion zu steuern, auswirkt. Zum anderen können die flexibel produzierten Strommengen auf den unterschiedlichen Märkten platziert werden, was eine ständige Optimierung durch den Direktvermarkter notwendig macht. Biomasseanlagen weisen einen höheren individuellen Betreuungsaufwand auf. Beispielsweise lassen sich die Prozesse im Vergleich zur Direktvermarktung von Strom aus Windkraftanlagen weniger standardisieren.

21 Flexibilität durch Biogasanlagen 21 Gleichzeitig ist es in der jüngsten Vergangen heit zu einer Marktbereinigung und Portfolioverschiebung unter den Direktvermarktern gekommen. Im Jahr 2014 waren noch mehr neue Direktvermarkter unter den Vermarktern mit relevanten Biomasseportfolios zu finden (Quelle: E&M 2014). Die größten sechs Anbieter haben aktuell 3687 MW und damit die Leistung von 76,7 % aller direktvermarkteten Biomasseanlagen im Portfolio. Im Jahr 2014 betrug der Anteil der sechs Direktvermarkter an der Biomassekapazität noch 60 %. In Abbildung 10 ist die Entwicklung der Flexibilitätsprämie dargestellt. Nach Rückmeldungen der Branche war gegenüber dem letzten Quartalsbericht eine Anpassung der Auswertung notwendig. Die jetzt vorliegenden Ergebnisse zeigen, dass ca. 66 % der Anlagenleistung von Biogasanlagen, welche direktvermarktet werden (entspricht 56 % aller Anlagen), gleichzeitig zum Bezug der Flexibilitätsprämie berechtigt sind. Abbildung 10 Entwicklung der Anlagenleistung in Megawatt, für welche die Flexibilitätsprämie mindestens einmal beansprucht wurde Quelle: Anlagenregister, BNetzA

22 Flexibilität durch Biogasanlagen 22 Die gesamte Anlagenleistung, für die nach 54 EEG 2014 oder 33 i EEG 2012 die Flexibilitätsprämie beansprucht wurde, beträgt ca. 2,4 GW el. Mit 1,2 GW el wurde davon etwa die Hälfte bereits im Rahmen des EEG 2012 bis August 2014 beantragt. In welcher Höhe die Flexibilitätsprämie von den einzelnen Anlagen beansprucht wird, ist darüber hinaus nicht zu ermitteln. Es ist davon auszugehen, dass die Höhe der Flexibilitätsprämie sehr unterschiedlich ausfällt. Für die Begründung des Anspruches auf Flexibilitätsprämie gibt es zwei grundlegende Methoden, wie eine zusätzliche installierte Leistung für die bedarfsorientierte Stromerzeugung (P zusatz ), bereitgestellt werden kann: die Stromproduktion (Bemessungsleistung) wird gesenkt, die installierte Leistung bleibt konstant, die installierte Leistung am Standort wird ausgeweitet, die Bemessungsleistung bleibt konstant. Wurde die installierte Leistung im Vergleich zur bestehenden Anlagenleistung ab dem 1. August 2014 (EEG 2014) angehoben, wurde diese auf den Förderdeckel von 1350 MW angerechnet. Bis Ende Januar 2017 wurden aber nur knapp 300 MW angerechnet. Aktuell sind deshalb erst etwas mehr als 20 % des Förderdeckels erreicht. Mit einem weiteren Zuwachs ist zu rechnen, da die Branche von einer größeren Nachfrage nach BHKW-Anlagen und technischen Erweiterungskonzepten berichtet.

23 Flexibilität durch Biogasanlagen 23 Flexibilität auf verschiedenen Märkten Sind elektrischen Leistungen der Biogasanlagen technisch entsprechend flexibel ausgestattet, können sie deren Flexibilität in verschiedenen Märkten einsetzen. Dazu gehören der Spotmarkt, der Regelleistungsmarkt und der Wärmemarkt. Spotmarkt Die Stromproduktion kann gezielt entlang der Strompreisentwicklung gesteuert werden. Entsprechende Fahrpläne werden von den Direktvermarktern erstellt. In diesen werden die technischen Möglichkeiten der einzelnen Anlage berücksichtigt. Für den Einsatz im Spotmarkt ist der sogenannte Preisspread, der Preisunterschied innerhalb eines Tages zwischen Stunden mit hohen und niedrigen Preisen, von Bedeutung. In Abbildung 11 ist der Preisspread für die Jahre 2012 bis 2016 abgebildet Für die Berechnung des dynamischen Preisspreads wird die über das Jahr gemittelte tägliche Differenz der 12 teuersten zu den 12 günstigsten Stunden berechnet. Zu sehen ist, dass der Preisspread seit 2012 kontinuierlich fällt Preisspreads Preisspread dynamisch Abbildung 11 Entwicklung des dynamischen Preisspreads des EPEX Day-Ahead Spotpreises ab 2012 Quelle: EPEX-Spot

24 Flexibilität durch Biogasanlagen 24 Hinweis: Wird eine Biogasanlagen flexibilisiert (z.b. durch Verdopplung der Leistung) und ist sie technisch in der Lage, während der 12 teuersten Stunden ihre gesamten Strommenge verlässlich zu produzieren (dynamischer Preisspread), so kann theoretisch maximal die Hälfte der dynamischen Preisspreads als zusätzlicher Erlös über die gesamten produzierten Strommengen realisiert werden. Dies wären im Jahr 2016 knapp 6 /MWh (0,6 ct/kwh el ) gewesen. Der Fahrplan nach den dynamischen Preisspreads setzt eine höhere Anzahl von Start- und Stoppvorgängen und eine gute Prognose der Preise voraus, wodurch wiederum zusätzliche Kosten entstehen würden. In der Realität kann der ausgewiesene dynamische Preisspread nicht erreicht werden. Die konkreten Zusatzerlöse für die Einzelanlagen liegen somit spürbar darunter. Grundsätzlich gilt für Anlagen, die die Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen wollen, dass ein Nachweis durch den Umweltgutachter über die Reaktionsfähigkeit und Flexibilität der Anlage (Doppel-Höcker-Kurve) vorliegen muss. Der Nachweis dokumentiert allerdings nicht, inwieweit die Anlage diese Flexibilität im Dauerbetrieb gewährleisten kann. Der Probebetrieb für das Umweltgutachten ist eine technische Momentaufnahme. Wärmemarkt Versorgt eine Biogasanlage Wärmesenken über ein Wärmenetz, stellen sich die Wärmesenken in der Regel als Haushalte (häuslichen Bedarf an Trinkwarmwasser und Heizungsenergie) aber auch als Gewerbebetriebe (Heizungsenergie) dar. Ist die Anlage an ein Industrienetz angeschlossen, kann sie auch dort Energie in Form von Niedertemperaturwärme (< 90 C) liefern, je nach Bedarf in Einzelfällen sogar in Form von Sattdampf (> 110 C). Der Energiebedarf der Wärmesenken beeinflusst nach Angabe der Branche die Betriebsweise der Anlage im Tages-, aber vor allem auch im Jahresverlauf. Steigt der Wärmebedarf im Winterhalbjahr, werden die Anlagen im Bereich der Strombereitstellung unflexibler. Als Betreiber geht es deshalb um eine ständige Optimierung des Anlagenbetriebs zwischen Strom- und Wärmemarkt. Laut Branchenangaben wird jedoch aufgrund sinkender Erlöse am Spotmarkt (siehe Abbildung 11) oder aufgrund von Wärmelieferverpflichtungen, bzw. teurer werdenden alternativen Wärmequellen (Gaspreise steigen, Preisspread Erlöse am Strommarkt sinken) vorzugsweise der Wärmemarkt bedient. Regelleistungsmarkt Abhängig von der technischer Ausstattung der Biogasanlage, kann diese auch positive oder negative Regelleistung anbieten. Aber auch Anlagen, die feste Biomasse einsetzen, beteiligen sich am Regelleistungsmarkt, wobei im Fokus negative Regelleistung steht. Ein Großteil der Direktvermarkter besitzt auch Anlagen, die für den Regelleistungsmarkt präqualifiziert sind. Ein relevanter Teil der im Portfolio der Direktvermarkter aufgeführten Anlagenleistung (siehe Tabelle 6) kann entsprechend für den Regelleistungsmarkt eingesetzt werden. Je nach technischen Fähigkeiten und Grad der Flexibilisierung können die Anlagen verschiedene Regelleistungsprodukte anbieten (vgl. Quartalsbericht 12/2016).

25 Flexibilität durch Biogasanlagen 25 In Abbildung 12 wird die Preisentwicklung für negative Sekundärregelleistung seit 2014 illustriert. Die Leistungspreise stabilisieren sich auf einem niedrigen Niveau. Die weitere Preisentwicklung ist für die Branche schwer abzuschätzen. Zurzeit ist dieser Markt nicht besonders attraktiv und wird oftmals nur bedient, weil der zusätzliche Aufwand für die Anlagen im Portfolio für die Erbringung von Regelleistung gering ist. Die Anlagen wurden oft in der Vergangenheit bereits technisch dafür ausgestattet. Für neu ins Portfolio aufgenommene Anlagen wird individuell geprüft, inwieweit eine Teilnahme ökonomisch sinnvoll ist. Es gibt mittlerweile Direktvermarkter, die über einen Verzicht auf die Teilnahme am Regeleistungsmarkt offen diskutieren, da es betriebswirtschaftlich sinnvoller sein kann. Darüber hinaus ist im oberen Diagramm von Abbildung 12 zu sehen, dass die Leistungspreisspitzen im Jahreswechsel deutlich gesunken sind. Durch die Erfahrungen aus den jeweiligen Vorjahren ist der Wettbewerb in diesen Zeiten offensichtlich gestiegen. Weiterhin ist zu erkennen, dass ab der zweiten Jahreshälfte in 2016 der Mittelwert der bezuschlagten Gebote zwar auf einem niedrigen Niveau bleibt, die Volatilität jedoch deutlich zunimmt. Die zugehörigen Arbeitspreisgebote der bezuschlagten Leistungspreisgebote steigen seit 2014 kontinuierlich an (blaue Linie im unteren Diagramm). Die abgerufenen Arbeitspreisgebote bewegen sich im gesamten Zeitraum auf einem niedrigen Niveau und deutlich unter den mittleren gebotenen Arbeitspreisen Leistungspreis neg. SRL NT leistungsgewichteter Durchschnitt gesamter Preisbereich 10 bis 90 Perzentil 30 bis 70 Perzentil / / / / / / /2017 Arbeitspreis neg. SRL NT bis 90 Perzentil 0 bis 70 Perzentil leistungsgewichteter Durchschnitt abgerufene Preise / / / / / / /2017 Abbildung 12 Preisentwicklung für negative Sekundärregelleistung (NT) ab Quelle: Übertragungsnetzbetreiber

26 Flexibilität durch Biogasanlagen 26 In Abbildung 13 ist die Preisentwicklung für positive Sekundärregelleistung seit 2014 zu sehen. Die bezuschlagten Leistungspreise sinken seit 2014 tendenziell ab und sind für die zweite Jahreshälfte in 2016 volatiler. Auch hier ist zum Jahresende eine hohe Leistungsspitze zu beobachten, die aber von Jahr zu Jahr abfällt. Die zugehörigen Arbeitspreisgebote steigen im Mittel wie für die negative Sekundärregelleistung weiter an. Dies spiegelt sich aber nicht in den bezuschlagten Arbeitspreisen wider leistungsgewichteter Durchschnitt gesamter Preisbereich 10 bis 90 Perzentil 30 bis 70 Perzentil Leistungspreis pos. SRL NT / / / / / / / bis 90 Perzentil 0 bis 70 Perzentil leistungsgewichteter Durchschnitt abgerufene Preise Arbeitspreis pos. SRL NT / / / / / / /2017 Abbildung 13 Preisentwicklung für positive Sekundärregelleistung (NT) seit 2014 Quelle: Übertragungsnetzbetreiber

27 Verhalten bei negativen Preisen

28 Verhalten bei negativen Preisen 28 Verhalten bei negativen Preisen Für flexible Biogasanlagen, die die Flexibilitätsprämie beanspruchen und dafür entsprechend technisch ausgestattet sind, stellen negative Preise kein großes Problem dar. Diese Anlagen speisen aufgrund des Spotmarktfahrplans bereits zu Zeiten mit niedrigen Preisen nicht mehr ein. Solange der negative Preis nicht zu lange am Stück auftritt, führt die 6-Stunden-Regelung nicht zu zusätzlichen Kosten. Für unflexible Anlagen oder Anlagen, die nach einem festen Fahrplan fahren, kann eine zusätzliche Kostenbelastung auftreten. Dies ist aber nicht wirklich relevant, da die in den Anwendungsbereich der Vorschrift fallenden Neuanlagen zur Vorhaltung einer flexibilisierenden technischen Ausstattung verpflichtet sind. Um das ökonomisch sinnvolle Verhalten beim Auftreten der negativen Preise für Wind- und PV- Anlagen zu ermitteln, unterscheidet man zwei Fälle: a) Sind die Preise für weniger als sechs Stunden negativ, ist ein Abschalten nur dann sinnvoll, wenn der negative Strompreis höher als die Marktprämie für die betroffenen Anlagen ist. b) Treten die negativen Strompreise für einen längeren Zeitraum als sechs Stunden am Stück auf, kann ein Abschalten sinnvoll sein. In der Realität wird in dem Fall dennoch nicht immer abgeschaltet. Das liegt zum einen daran, dass das Risiko eines Prognosefehlers für den Direktvermarkter zu groß sein kann, insbesondere weil er es abfedern müsste. Die damit verbundenen ökonomischen Chancen sind entsprechend gering. Wird eine Anlage aufgrund einer Strompreisprognose durch den DV abgeschaltet und die Zeitspanne in der die negativen Preise auftreten ist doch geringer als die prognostizierten sechs Stunden, so muss der Direktvermarkter dem Anlagenbetreiber die entgangene Marktprämie regelmäßig erstatten. Problematisch kann in diesem Zusammenhang zudem sein, dass technische Probleme bei der Kommunikation zwischen Direktvermarkter und Anlagenbetreiber auftreten können und nicht alle angesteuerten Anlagen verlässlich auf das Abschaltsignal ansprechen. Die dann auftretenden überschüssigen Strommengen können dann nur noch am Intradaymarkt unter Inkaufnahme eventueller Verluste veräußert werden.

29 Verhalten bei negativen Preisen 29 Regelleistung und negative Börsenstrompreise In Abbildung 14 und Abbildung 15 sind die Regelleistungspreise für negative Sekundärregelleistung (SRL) und negative Minutenreserveleistung (MRL), sowie die abgerufenen Arbeitspreise in den Zeitfenstern Muttertag 2016 (1. bis 9. Mai) und Weihnachten 2016 (19. Dez bis 29. Dez.) dargestellt. Es ist zu erkennen, dass die abgerufenen Arbeitspreise (SRL+MRL) während des Auftretens der negativen Preise für das Zeitfenster am Muttertag 2016 deutlich ansteigen. Für Weihnachten 2016 ist im Gegensatz zum Muttertag 2016 ein deutlich schwächerer Anstieg der abgerufenen Arbeitspreise für die Minutenreserve zu erkennen. Die Leistungspreise für die Minutenreserve sind auf einem sehr geringen Niveau (bei nahezu Null) und könnten somit keinen Beitrag leisten, Verluste durch das Auftreten negativer Preise zu reduzieren. Die Leistungspreise für Sekundärregelleistung an Weihnachten sind vergleichsweise hoch. In diesem Fall bot der SRL-Markt die theoretische Möglichkeit, in den letzten Wochen des Jahres einen Teil der durch das Auftreten negativer Preise verursachten Verluste zu kompensieren. Allerdings nur für Vermarktungsportfolios von Direktvermarktern, die Anlagen (z.b. Biomasseanlagen) in einem virtuellen Kraftwerk eingebunden haben, das Regelleistung bereitstellen kann. Nach der letzten Umfrage von E&M (E&M 2017) haben allerdings die Direktvermarkter, die viele Windenergieanlagen im Portfolio haben und besonders von der Regelung zu negativen Preisen betroffen sein können, wenig bis keine Biomasse-/Biogasanlagen im Portfolio.

30 Verhalten bei negativen Preisen SRL Arbeitspreis negativ SRL Leistungspreis negativ EPEX Spotpreise Day Ahead Börsenstrompreise + SRL 01.May May May May May MRL Arbeitspreis negativ MRL Leistungspreis negativ EPEX Spotpreise Day Ahead Börsenstrompreise + MRL 01.May May May May May Abbildung 14 Regelleistungspreise zu Börsenstrompreisen Muttertag 2016 (1. bis 9. Mai) (negativ: negative Regeleistung SRL und MRL) Quelle: EPEX-Spot SRL Arbeitspreis negativ SRL Leistungspreis negativ EPEX Spotpreise Day Ahead Börsenstrompreise + SRL 19.Dec Dec Dec Dec Dec Dec MRL Arbeitspreis negativ MRL Leistungspreis negativ EPEX Spotpreise Day Ahead Börsenstrompreise + MRL 19.Dec Dec Dec Dec Dec Dec Abbildung 15 Regelleistungspreise zu Börsenstrompreisen Weihnachten 2016 (19.Dez bis 29. Dez.) Quelle: regelleistung.net

31 Verzeichnis

32 Verzeichnis 32 Abbildungen & Tabellen Monitoring der Direktvermarktung Tabelle 1 Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Anspruch auf die Marktprämie und installierte Gesamtleistung Seite 5 Quelle: netztransparenz.de Abbildung 1 Anlagenleistung in der sonstigen Direktvermarktung in MW Seite 6 Quelle: netztransparenz.de Abbildung 2 Entwicklung der vermarkteten Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Anspruch auf die Marktprämie Seite 7 Quelle: E&M Tabelle 2 Ausschreibungstermine und Ausschreibungsvolumina für Wind an Land Seite 11 Quelle: EEG 2017 Tabelle 3 Ausschreibungstermine und Ausschreibungsvolumina für PV- und Biomasseanlagen Seite 11 Quelle: EEG 2017 Abbildung 6 Monatliche Veränderung der Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie von September 2015 bis September 2016 Seite 13 Quelle: netztransparenz.de Abbildung 3 Veränderungen der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung von Dezember 2016 zu Januar 2017 Seite 8 Quelle: E&M 2017 Abbildung 4 Anteil der installierten Leistung in der Direktvermarktung nach erneuerbaren Energietechnologien von 2012 bis 2017 Seite 9 Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und energymap.info Monitoring Negative Preise Abbildung 7 Entwicklung Anzahl Stunden negativer Preise am Day-Ahead Markt der EPEX-Spot von pro Monat von 2014 bis März 2017 Seite 15 Quelle: EPEX-Spot Tabelle 4 Anzahl Perioden und Anzahl Stunden mit negativen Preisen in Perioden mit weniger bzw. min. 6 Stunden Dauer Seite 16 Quelle: EPEX-Spot Abbildung 5 Monatlicher Zubau bei Erneuerbaren Energien in Megawatt pro Monat von Januar 2016 bis Februar 2017 Seite 10 Quelle: Anlagenregister, BNetzA

33 Verzeichnis 33 Tabelle 5 Zubau an Windenergieanlagen (an Land und auf See) und PV-Anlagen nach Anlagenleistung, Inbetriebnahmejahr und potenzieller Betroffenheit für 51 EEG 2017 Seite 16 Quelle: Anlagenregister, BNetzA Abbildung 8 Anlagenleistung in Megawatt in der Vergütung in Ausnahmefällen von 2015 bis 2017 Seite 17 Quelle: netztransparenz.de Flexibilität durch Biogasanlagen Abbildung 9 Entwicklung der direktvermarkteten Strommengen aus Biomasse seit 2014 bis März 2017 Seite 19 Quelle: netztransparenz.de Tabelle 6 Direktvermarkter mit den 10 größten Anteilen von Biogas im Portfolio Seite 20 Quelle: E&M 2017 Abbildung 12 Preisentwicklung für negative Sekundärregelleistung (NT) ab Seite 25 Quelle: Übertragungsnetzbetreiber Abbildung 13 Preisentwicklung für positive Sekundärregelleistung (NT) seit 2014 Seite 26 Quelle: Übertragungsnetzbetreiber Verhalten bei negativen Preisen Abbildung 14 Regelleistungspreise zu Börsenstrompreisen Muttertag 2016 (1. bis 9. Mai) (negativ: negative Regeleistung SRL und MRL) Seite 30 Quelle: EPEX-Spot Abbildung 15 Regelleistungspreise zu Börsenstrompreisen Weihnachten 2016 (19.Dez bis 29. Dez.) Seite 30 Quelle: regelleistung.net Abbildung 10 Entwicklung der Anlagenleistung in Megawatt, für welche die Flexibilitätsprämie mindestens einmal beansprucht wurde Seite 21 Quelle: Anlagenregister, BNetzA Abbildung 11 Entwicklung des dynamischen Preisspreads des EPEX Day-Ahead Spotpreises ab 2012 Seite 23 Quelle: EPEX-Spot

34 Verzeichnis 34 Literatur Anlagenregister, BNetzA Veröffentlichung der im Anlagenregister registrierten Daten, Bundesnetzagentur, online verfügbar unter: cln_1432/de/sachgebiete/elektrizitaetundgas/ Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Anlagenregister/Anlagenregister_node.html besucht am Energy & Management (2013) 1. Umfrage zur Direktvermarktung, Ausgabe 1. März 2013, S.9 Energy & Management (2014) MW um das Mehr wird gekämpft, 2. E&M Umfrage zur Direktvermarktung von EEG-Strom, Ausgabe 15. Februar 2014, S.9 Energy & Management (2015) Die Direktvermarkter und ihre Portfolios 2014, Ausgabe 1. Februar 2015, S.37 Energy & Management (2016) Die Direktvermarkter und ihre Portfolios 2015, Ausgabe 1. Februar 2016, S.35 Energy & Management (2017) Direktvermarktungsportfolios im Gesamtjahr 2016, Ausgabe 1. Februar 2017, S.34 EPEX-Spot European Power Exchange, Day-Ahead Auction, Marktdaten online verfügbar unter: netztransparenz.de Transparenzplattform der Übertragungsnetzbetreiber online unter besucht am energymap.info Die Karte der Erneuerbaren Energien, online verfügbar unter: besucht am regelleistung.net Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung, besucht am PV-Meldungen, BNetzA Datenmeldungen und EEG-Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen, online verfügbar unter: Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_ Institutionen/ErneuerbareEnergien/Photovoltaik/ DatenMeldgn_EEG-VergSaetze/DatenMeldgn_ EEG-VergSaetze_node.html besucht am ENTSO-E Transparency Platform - Central collection and publication of electricity generation, transportation and consumption data and information for the pan-european market. Online verfügbar unter

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