Monitoring der Direktvermarktung

Monitoring der Direktvermarktung Quartalsbericht (12/2017) Erstellt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie

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 (Fraunhofer ISI) Dr. Marian Klobasa Benjamin Lux Dr. Benjamin Pfluger Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (Fraunhofer IEE) 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, Dezember 2017

Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung 5 Entwicklung der ver markteten Leistung in der Direktvermarktung 10 Trendfortschreibung für die kommenden 12 Monate Monitoring negative Preise und Ausfallvergütung 13 Anzahl Stunden negative Preise 15 6 Stunden negative Preise am Stück 17 Ausfallvergütung 19 Ausgewählte Zeiträume mit negativen Strompreisen 23 Negative Preise und Regelleistung Börsenstrompreise, gehandelte Volumina und Preisspreads 29 Handelsvolumen 31 Börsenstrompreise 33 Preisspreads Mieterstrommodell 36 Mieterstrommodell Regelleistung und Ausgleichsenergie 39 Regelleistungspreise 42 Ausgleichsenergie 43 MRL- und AEP-Preise am 17.10.2017 Flexibilität am Strommarkt 49 Flexibilität am Strommarkt Verzeichnis 53 Literaturverzeichnis 55 Abbildungen & Tabellen

Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung

Monitoring Direktvermarktung 5 Entwicklung der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung Marktprämie Im letzten Quartal 2017 ist die in der geförderten Direktvermarktung vermarktete Leistung nochmals weiter deutlich angestiegen. Von September bis Dezember 2017 hat sich die Leistung aus Windenergie an Land um über 1.500 MW erhöht. Spartenübergreifend ist die vermarktete Leistung im letzten Quartal insgesamt um über 2.200 MW angestiegen (siehe Tabelle 1). Neben dem Beitrag aus Wind an Land kann die Zunahme auf die Solarenergie, die Energie aus Wind auf See und Biomasse zurückgeführt werden. Im Jahr 2017 ist die vermarktete Leistung in der Marktprämie insgesamt um über 8.500 MW gewachsen. Auch in der Jahresbetrachtung ist der größte Anteil auf die Windenergie an Land zurückzuführen, die um mehr als 5.400 MW zugelegt hat. Deutlich geringere Zuwächse gab es bei der Biomasse mit 360 MW und der Wasserkraft mit 40 MW. Die Windenergie auf See hat um über 1.100 MW und die Solarenergie um über 1.500 MW zugenommen. Die gesamte installierte Leistung in der geförderten Direktvermarktung liegt Ende 2017 bei 68.099 MW. Tabelle 1 Status Quo der Leistungen (MW) in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie sowie Zuwächse im letzten Quartal und in 2017 insgesamt. In MW Marktprämie Dezember 2017 Installierte Leistung November 2017 Zuwachs Marktprämie 4. Quartal Zuwachse Marktprämie 2017 gesamt Wasserkraft 685 1.547 (nur EEG) -31 40 Deponie-, Klärund Grubengas 253 491 0 5 Biomasse 5.456 7.452 48 360 Geothermie 30 40 0 0 Wind an Land 46.630 49.404 1.559 5.443 Wind Offshore 5.265 4.912 354 1.136 Solarenergie 9.779 42.332 356 1.543 Summe 68.099 104.286 2.286 8.527 Quelle: netztransparenz.de, BNetzA 2018 (Smard.de).

Monitoring Direktvermarktung 6 Sonstige Direktvermarktung In der sonstigen Direktvermarktung ist in 2017 vornehmlich Wasserkraft vermarktet worden. In sehr begrenztem Umfang waren auch einige PV- und Wind-Anlagen in dieser Vermarktungsform. Der Umfang ist mit weniger als 200 MW an installierter Leistung in der sonstigen Direktvermarktung sehr gering (siehe Abbildung 1). Abbildung 1 Anlagenleistung in der sonstigen Direktvermarktung in MW. Quelle: Netztransparenz.de Vermarktungsanteile Bei den Vermarktungsanteilen haben sich die Trends der vergangenen Monate fortgesetzt. Der Anteil der Anlagen in der geförderten Direktvermarktung steigt weiter an, so dass sich über 63 % der installierten Leistung in der geförderten oder sonstigen Direktvermarktung befinden. Bei der Wasserkraft, die nach dem EEG gefördert wird, wird ca. die Hälfte der Leistung durch Direktvermarkter vermarktet. Dieser Anteil ist in den letzten zwei Jahren nur leicht angestiegen. Bei den anderen erneuerbaren Energien hat sich der Anteil kontinuierlich erhöht (siehe Abbildung 2). Bei den PV-Anlagen sind insbesondere die Leistungsklassen größer als 1.000 kw vertreten. Im Dezember 2017 sind insgesamt

Monitoring Direktvermarktung 7 ca. 9.800 MW PV-Leistung im Wege der geförderten Direktvermarktung veräußert worden. Allein ca. 5.700 MW davon, das sind knapp 60 %, stammen aus PV-Anlagen mit einer Leistung von 2 10 MW (siehe Abbildung 3). Bei den kleineren Anlagen dominiert die feste Einspeisevergütung und damit die Vermarktung durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). In der geförderten Direktvermarktung befinden sich insgesamt nur ca. 1.400 MW Leistung, die aus dem Anlagensegment mit unter 1.000 kw Nennleistung stammen. Abbildung 2 Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und Anlagenregister, BNetzA. Anteil der installierten Leistung in der (geförderten und sonstigen) Direktvermarktung nach erneuerbaren Energiesparten von 2012 bis Ende 2017. Abbildung 3 Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und Anlagenregister, BNetzA. Leistung in der geförderten Direktvermarktung und in der festen Einspeisevergütung (ÜNB-Vermarktung) nach Leistungsklassen der PV-Anlagen (Dezember 2017).

Monitoring Direktvermarktung 8 Strommengen Die in der geförderten Direktvermarktung vermarktete Energie ist in 2017 deutlich angestiegen. Nach vorläufigen Zahlen für 2017 wurden mehr als 80.000 GWh aus Windenergieanlagen an Land in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie veräußert (siehe Abbildung 4). Die Mengen in den anderen Vermarktungsformen umfassen knapp 5.000 GWh, wobei die durch die ÜNB vermarktete Menge, für die die Einspeisevergütung beansprucht werden kann, aufgrund der besseren Windbedingungen in 2017 leicht angestiegen ist. Die Einspeisung aus Windenergieanlagen auf See mit Anspruch auf die Marktprämie umfasst 2017 voraussichtlich mehr als 17.000 GWh. Bei PV-Anlagen ist die vermarktete Strommenge in der geförderten Direktvermarktung auf ein Niveau von über 8.000 GWh angestiegen (siehe Abbildung 5). Gleichzeitig haben sich auch die Mengen, die in der festen Einspeisevergütung durch die ÜNB vermarktet werden in 2017 von 26.699 GWh auf 27.593 GWh um 894 GWh weiter erhöht. Die vermarkteten Strommengen aus Biomasseanlagen sind in 2017 dagegen voraussichtlich leicht von über 41.000 GWh auf unter 40.000 GWh zurückgegangen. Dieser Rückgang betrifft dabei insbesondere Biomasseanlagen in der mit der Marktprämie geförderten Direktvermarktung, die ihre Einspeisung von mehr als 31.000 GWh in 2016 auf voraussichtlich etwas weniger als 29.000 GWh in 2017 reduziert haben. Bei der Wasserkraft sind die vermarkteten Mengen in den letzten Jahren wieder leicht auf über 6.000 GWh gestiegen, wobei dieser Zuwachs vor allem in der geförderten und sonstigen Direktvermarktung stattgefunden hat (siehe Abbildung 6). Bei den sonstigen EEG-förderfähigen Anlagen (Deponie-, Klär- und Grubengas, Geothermie) sinkt die erzeugte Strommenge leicht und beträgt in 2017 voraussichtlich weniger als 1.700 GWh. Davon wird nur ein kleiner Anteil der Erzeugung in der festen Einspeisevergütung durch die ÜNB vermarktet. Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und SMARD-Plattform, BNetzA. Abbildung 4 Strommengen von Wind an Land nach Veräußerungsform von 2012 bis 2017.

Monitoring Direktvermarktung 9 Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und SMARD-Plattform, BNetzA. Abbildung 5 Strommengen aus Wind auf See, PV und Biomasse nach Veräußerungsform von 2012 bis 2017. Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und SMARD-Plattform, BNetzA. Abbildung 6 Strommengen aus Wasserkraft (im EEG) und sonstigen EE-Anlagen nach Veräußerungsform von 2012 bis 2017.

Monitoring Direktvermarktung 10 Trendfortschreibung für die kommenden 12 Monate Die Vermarktungsmenge in der geförderten Direktvermarktung ist im letzten Jahr deutlich gestiegen, was auf einen starken Zubau an Leistung zurückgeführt werden kann. Aufgrund der bereits in 2016 genehmigten Windenergieanlagen an Land, die als sog. Übergangsanlagen noch außerhalb der Ausschreibungen mit einer administrativ festgelegten Förderhöhe bis Ende 2018 gebaut werden können, ist die Anlagenleistung bei Windenergieanlagen in den letzten Monaten weiter deutlich angestiegen. Seit Beginn 2017 sind laut Anlagenregister über 4.500 MW Windenergieanlagen an Land installiert worden. Insbesondere im September 2017 hat es im Windbereich einen vergleichsweise starken Zubau von knapp 1.000 MW gegeben (siehe Abbildung 7). Dies hängt sehr wahrscheinlich mit der drohenden erhöhten Degression des Fördersatzes zusammen, die für ab dem 1. Oktober 2017 im EEG vorgeschrieben war (Stichwort Vorzieheffekt). In den Monaten Oktober und November 2017 ist dann deutlich weniger Leistung zugebaut worden. Im Anlagenregister sind mit Stand November 2017 insgesamt noch ca. 5.200 MW an Anlagenleistung für Wind an Land mit vor dem 1. Januar 2017 erteilter bundesimmissionsschutzrechtlicher Genehmigung Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und Anlagenregister, BNetzA. Abbildung 7 Monatlicher Zubau von Wind an Land und Wind auf See von August 2014 bis November 2017.

Monitoring Direktvermarktung 11 erfasst, die noch unter die Übergangsregelung fallen würden. Für diese Anlagen ist mit einer Realisierung bis Ende 2017 bzw. innerhalb von 2018 zu rechnen. Im Anlagenregister sind darüber hinaus Windenergieanlagen enthalten, die ihre Genehmigungen erst ab dem 1. Januar 2017 erhielten. Davon planen Anlagen mit einer Leistung von ca. 800 MW ihre Inbetriebnahme in 2018. Zusätzlich zu den bereits genehmigten Anlagen ist mit der Fertigstellung von Anlagen, die in den drei Ausschreibungsrunden 2017 für Windenergieanlagen an Land bezuschlagt wurden, zu rechnen. In den drei Ausschreibungsrunden 2017 waren die vom EEG besonders berücksichtigten Bürgerenergiegesellschaften sehr erfolgreich. Wegen der ihnen eingeräumten um 24 Monate auf insgesamt 54 Monate verlängerten Realisierungsfrist können sich im Vergleich zur Realisierungsfrist von im Regelfall 30 Monaten Verzögerungen ergeben. Für das Jahr 2018 sieht das EEG 2017 insgesamt vier Ausschreibungsrunden für Wind an Land vor, von denen einige möglicherweise bereits in 2018 errichtet werden. Nach dieser Zubauprognose für neue Windenergieanlagen an Land ist für die kommenden 12 Monate mit einer weiteren Zunahme der vermarkteten Leistung in der geförderten Direktvermarktung zu rechnen. Die derzeitige Entwicklung kann allerdings darauf hindeuten, dass der Zubau in 2018 etwas hinter dem Zubau in 2017 zurückbleibt. Dafür spricht, dass die vor der Einführung der Ausschreibungen genehmigten Anlagen dann zum Großteil installiert sind und das jährliche Zubauvolumen verstärkt durch die vorgeschriebenen Ausschreibungsvolumina bestimmt wird. Bei den anderen erneuerbaren Energien hat es den größten Zubau im Bereich der PV-Anlagen gegeben, der sich auf Frei flächen-pv und Solar-Kleinanlagen aufteilt. Insgesamt erreicht der monatliche Zubau bei den Solar-Kleinanlagen 100-150 MW pro Monat (siehe Abbildung 8). Der Freiflächen-PV Zubau liegt meist deutlich unter 100 MW pro Monat. Quelle: Eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und Anlagenregister, BNetzA. Abbildung 8 Monatlicher Zubau von Biomasse, Freiflächen-PV und Solarkleinanlagen von August 2014 bis November 2017.

Monitoring negative Preise und Ausfallvergütung

Monitoring Negative Preise 13 Anzahl Stunden negative Preise In 2017 hat es insgesamt an 146 Stunden mit negativen Preisen am Day Ahead Markt der EPEX-Spot gegeben (siehe Abbildung 9). Damit ist die Anzahl im Vergleich zu den vorhergehenden Jahren leicht angestiegen. In 2015 waren die Preise in 126 Stunden negativ und in 2016 97 Stunden. Diesem moderaten Anstieg, der auch auf ein deutlich besseres Windjahr mit einer höheren Stromerzeugung aus Windanlagen zurückzuführen ist, steht eine deutliche Steigerung der installierten Leistung gegenüber. In 2017 sind in zehn von 12 Monaten negative Strompreise an der EPEX- Spot aufgetreten. Die größte Anzahl fällt erneut in den Dezember, speziell in den Feiertagszeitraum. Zunehmend sind auch Tage mit hoher PV- und Windeinspeisung im Frühjahr bzw. im Sommer darunter (siehe Abbildung 10). Abbildung 9 Anzahl Stunden mit negativem Market Clearing Price an der EPEX-Spot im Day-Ahead Markt von 2008 bis einschließlich Januar 2018 und Entwicklung der installierten Wind und PV-Leistung. Quelle: EPEX-Spot.

Monitoring Negative Preise 14 Abbildung 10 Anzahl Stunden mit negativem Market Clearing Price nach Monaten an der EPEX-Spot im Day-Ahead Markt von 2014 bis 2017. Quelle: EPEX-Spot.

Monitoring Negative Preise 15 6 Stunden negative Preise am Stück Nach 51 EEG 2017 reduziert sich der anzulegende Wert und damit die Marktprämie auf null, wenn an mindestens 6 aufeinanderfolgenden Stunden an der deutschen Strombörse (EPEX-Spot) negative Preise auftreten. In 2017 betrifft dies 88 Stunden der insgesamt 146 Stunden mit negativen Preisen (siehe Tabelle 2). In diesen 88 Stunden entfällt letztlich für Anlagen, die von 51 EEG 2017 erfasst werden, der Anspruch auf die Marktprämie. Im Vergleich zum Vorjahr ist die Anzahl der im Rahmen des 51 EEG 2017 relevanten Stunden um 33 Stunden (von 55 Stunden in 2016 auf 88 Stunden in 2017) angestiegen. Phasen mit negativen Strompreisen dauern zunehmend mindestens 6 Stunden bzw. länger. In 2017 fielen nur noch etwas mehr als 30 % der Stunden in Phasen mit weniger als 6 Stunden. Die längsten Perioden mit negativen Preisen dauerten dabei 19 Stunden (1. Mai 2017) bzw. sogar 21 Stunden an (29. Oktober 2017). Tabelle 2 Anzahl Perioden und Anzahl Stunden mit negativen Preisen über mindestens 6 Stunden von 2012 bis einschließlich Januar 2018. 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Anzahl Perioden Anzahl Stunden < 6h 81% 14 19 11 24 20 19 4 min 6h 19% 3 2 5 7 7 8 2 < 6h 54% 31 47 27 70 42 58 11 min 6h 46% 25 17 37 56 55 88 21 Gesamt 56 64 64 126 97 146 32 Quelle: EPEX-Spot.

Monitoring Negative Preise 16 Abbildung 11 Anteil Stunden mit negativen Strommarktpreisen in Phasen mit mindestens 6 Stunden Dauer von 2012 bis Februar 2018. Quelle: EPEX-Spot. Der Zubau an Wind- und PV-Anlagen in 2017 hat dazu geführt, dass mittlerweile insgesamt ca. 9.000 MW der Anlagenleistung von Vergütungsausfällen durch 51 EEG 2017 betroffen sind (siehe Tabelle 3). Der Großteil davon betrifft Windanlagen mit über 7.600 MW, wovon sich ca. 1.700 MW Anlagen auf See befinden. Die restlichen Anlagen stellen PV-Anlagen größer als 500 kw dar. Tabelle 3 Zubau an Wind- (an Land und auf See) und PV-Anlagen von 2015 bis 2017 sowie die von 51 EEG 2017 betroffene Anlagenleistung. PV < 500 kw PV > 500 kw Wind < 3 MW Wind > 3 MW* Gesamt 51 EEG betroffen 2015 788 689 1.500 4.269 7.242-2016 668 845 1.565 3.634 6.712 4.479 2017 936 665 1.326 4.012 6.939 4.677 51 EEG betroffen - 1.510-7.646 9.156 Quelle: Anlagenregister (Status 11-2017), BNetzA.

Monitoring Negative Preise 17 Ausfallvergütung Die Ausfallvergütung ist auch im letzten Quartal nur in sehr begrenztem Umfang vor allem durch PV- und Wind-Anlagen genutzt worden. Insgesamt waren im Dezember 37 MW der Leistung in dieser Vergütungsform und damit lediglich 93 Anlagen (5 Wind- und 87 PV-Anlagen) betroffen (siehe Abbildung 12). Von einzelnen Akteuren wird berichtet, dass die Absenkung der Schwelle auf 100 kw, ab der seit 2016 eine Direktvermarktung verpflichtend ist, zu Schwierigkeiten geführt hat, einen passenden Direktvermarkter zu finden. Eine Auswertung von in 2016 zugebauten Anlagen zeigt, dass hier zwischen 5 % und 8 % der Anlagen in der Leistungsklasse von 100 500 kw im Jahresverlauf in der Ausfallvergütung vermarktet werden (siehe Abbildung 13). Bei den Anlagen aus 2017 ist der Anteil geringer. Er liegt zwischen 2 % und 3 % der zugebauten Anlagenleistung. Abbildung 12 Anlagenleistung in Megawatt in der Ausfallvergütung von 2015 bis 2017. Quelle: netztransparenz.de.

Monitoring Negative Preise 18 Quelle: netztransparenz.de. Abbildung 13 PV-Zubau in 2016 und 2017 in der Leistungsklasse 100 500 kw sowie Anteil in der Ausfallvergütung.

Monitoring Negative Preise 19 Ausgewählte Zeiträume mit negativen Strompreisen In 2017 sind acht Perioden mit mindestens 6 Stunden andauernden Zeiträumen mit negativen Preisen aufgetreten, die nachfolgend für das letzte Quartal 2017 detaillierter dargestellt werden. Insgesamt 21 Stunden dauerte in der Nacht vom Samstag, den 28. Oktober bis zum Nachmittag des Sonntags, den 29. Oktober eine Periode mit negativen Preisen an der EPEX-Spot. Die negativen Preise waren durch eine hohe Windeinspeisung von mehr als 43.000 MW bedingt, die in den Tagesstunden noch durch über 9.000 MW aus PV-Anlagen ergänzt wurden (siehe Abbildung 14). Das Preisniveau lag in diesen Stunden am Day-Ahead Markt auf einem Niveau von ca. -80 /MWh. Im Intradayhandel haben sich dann zum Teil deutlich höhere Preise eingestellt. Diese lange Phase mit negativen Preisen hat zu Abschaltungen von Erneuerbaren Energien sowie zu einem Zurückfahren von konventionellen Kraftwerkten geführt. Lediglich ca. 60 % der verfügbaren Kapazität aus Atomkraftwerken und weniger als 40 % der verfügbaren Braunkohlekapazität hat in diesen Stunden Strom erzeugt (siehe Abbildung 15). Die Erzeugung aus Atomkraft-, Braunund Steinkohlekraftwerken hat sich in diesem Zeitraum auf knapp 15.000 MW reduziert. Damit hat die Flexibilität (Absenkung der minimalen Erzeugungsleistungen) von konventionellen Kraftwerken weiter zugenommen. In der Nacht vom 23. auf den 24. Dezember sind über elf Stunden die Preise an der EPEX-Spot im Day-Ahead-Handel negativ gewesen. Auch in dieser Periode ist eine hohe Windleistung von knapp 40.000 MW erwartet worden (siehe Abbildung 16). Das Preisniveau lag dabei bei ca. -50 /MWh und damit höher als im Oktober 2017. An den nächsten Tagen sind Perioden mit acht Stunden am 25. Dezember und sieben bzw. sechs Stunden am 26. Dezember mit negativen Preisen aufgetreten. Bemerkenswert ist dabei, dass die 6-stündige Phase am 26. Dezember auch durch die Einspeisung von PV-Anlagen verursacht worden ist, die in den Mittagsstunden über 7.000 MW erwartete Einspeisung umfasste. Die minimale konventionelle Erzeugung aus Atomkraft, Braunkohle und Steinkohle über die Weihnachtsfeiertage belief sich auf ca. 12.000 MW und lag damit nochmals niedriger als im Oktober 2017 (siehe Abbildung 17). Auch am 1. Januar 2018 hat sich ein negativer Strompreis über eine Dauer von 16 Stunden an der EPEX-Spot ergeben, der insbesondere durch eine hohe Windeinspeisung sowie am Nachmittag durch eine zusätzliche PV-Einspeisung bedingt war. Der resultierende Strompreis bewegte sich dann zwischen -60 /MWh und -80 /MWh. Im Intraday-Handel wurden etwas höhere Preise erzielt. Die Einspeisung von Windund PV-Anlagen wurde in der Spitze mit über 45.000 MW am 1. Januar 2018 antizipert (siehe Abbildung 18).

Monitoring Negative Preise 20 Quelle: EPEX-Spot und netztransparenz.de. Strompreise (linke Achse), Erwartete EE-Einspeisung (rechte Achse). Abbildung 14 Day-Ahead und Intraday-Preise an der EPEX-Spot sowie erwartete Wind- und PV-Einspeisung vom 28. bis 29.10.2017. Abbildung 15 Auslastung der verfügbaren Kapazität von Atom- und Braunkohlekraftwerken sowie tatsächliche Erzeugung in MW vom 28. bis 29.10.2017. Quelle: EPEX Spot Transparenzportal.

Monitoring Negative Preise 21 Quelle: EPEX-Spot und netztransparenz.de. Strompreise (linke Achse), erwartete EE-Einspeisung (rechte Achse). Abbildung 16 Day-Ahead und Intraday-Preise an der EPEX-Spot sowie erwartete Wind- und PV-Einspeisung vom 23. bis 26.12.2017. Abbildung 17 Auslastung der verfügbaren Kapazität von Atomkraft- und Braunkohlekraftwerken sowie tatsächliche Erzeugung in MW vom 23. bis 26.12.2017. Quelle: EPEX Spot Transparenzportal.

Monitoring Negative Preise 22 Quelle: EPEX-Spot und netztransparenz.de. Strompreise (linke Achse), Erwartete EE-Einspeisung (rechte Achse). Abbildung 18 Day-Ahead und Intraday-Preise an der EPEX-Spot sowie erwartete Wind- und PV-Einspeisung vom 31.12.2017 bis 01.01.2018. Abbildung 19 Auslastung der verfügbaren Kapazität von Atom- und Braunkohlekraftwerken sowie tatsächliche Erzeugung in MW vom 31.12.2017 bis 01.01.2018. Quelle: EPEX Spot Transparenzportal.

Monitoring Negative Preise 23 Negative Preise und Regelleistung In diesem Kapitel wird untersucht, inwiefern sich die Höhe und die Häufigkeit des Abrufes von Regelleistung in Negativpreissituationen im Vergleich mit Zeiten, zu denen der Spotmarktpreis positiv ist, verändern. Für die negativen Preisphasen im Oktober 2017, Weihnachten 2017 sowie Silvester 2017/Neujahr 2018 sind in Abbildung 20 die Strompreise am Spotmarkt (Day-Ahead und Intraday-Handel) deshalb zusammen mit den abgerufenen Mengen in der Regelleistung dargestellt worden. Für die Situation Ende Oktober ist ebenso der Saldo der Ausgleichsenergie zusammen mit den Spotpreisen in Abbildung 21 abgebildet. 100 75 50 EPEX Spotpreise Day Ahead EPEX Spotpreise Intraday SRL abgerufene Leistung positiv SRL abgerufene Leistung negativ Marktpreise für Strom 2000 1500 1000 25 500 0-25 0-500 [MW] -50-75 -1000-1500 28.Oct.17 00:00 28.Oct.17 12:00 29.Oct.17 00:00 29.Oct.17 12:00 30.Oct.17 00:00 100 75 50 EPEX Spotpreise Day Ahead EPEX Spotpreise Intraday MRL abgerufene Leistung positiv MRL abgerufene Leistung negativ Marktpreise für Strom 2000 1500 1000 25 500 0-25 0-500 [MW] -50-75 -1000-1500 28.Oct.17 00:00 28.Oct.17 12:00 29.Oct.17 00:00 29.Oct.17 12:00 30.Oct.17 00:00 Abbildung 20 Marktpreise EPEX DayAhead und Intraday, sowie die abgerufenen SRL- und MRL-Leistungen und der Saldo der Ausgleichsenergie Ende Oktober 2017. Quelle: EPEX, regelleistung.net.

Monitoring Negative Preise 24 In Abbildung 20 sieht man, wie auch in vorhergehenden Negativpreisphasen (vgl. QB 03/17 und QB 09/17) erhöhte negative Regelleistungsabrufe stattfanden. Auch die negative Minutenreserve (MRL), die die Sekundärregelleistung (SRL) ablöst, wird von den ÜNB entsprechend zum Teil in hoher Leistung abgerufen. Dass die MRL nur noch an wenigen Stunden im Jahr abgerufen wird, deutet darauf hin, dass der Aufwand die Bilanzkreise in Summe wieder auszugleichen, in dieser Situation vergleichsweise höher war. Auffällig an der Situation Ende Oktober 2017 im Vergleich zu anderen Negativpreissituationen ist, dass auch positive SRL und MRL abgerufen wurde. Durch den Abruf von positiver SRL und MRL ist während der Phase der negativen Preise auch das Saldo der Ausgleichsenergie positiv (Abbildung 21) Es muss also eine zusätzliche Erzeugungsleistung abgerufen werden, obwohl das Angebot an Erzeugungsleistung bereits so hoch war, dass nur mit negativen Preisen eine ausreichende Nachfrage erzeugt, bzw. die Erzeugung reduziert werden konnte. 100 Marktpreise für Strom 2000 75 50 EPEX Spotpreise Day Ahead EPEX Spotpreise Intraday Saldo Ausgleichsenergie Es wird in Summe den Bilanzkreisen Leistung bereitgestellt, da sie in Summe unterdeckt sind, obwohl die Nachfrage nur durch negative Preise generiert werden konnte. 1500 1000 25 500 0 0 [MW] -25-500 -50-1000 -75-1500 28.Oct.17 00:00 28.Oct.17 12:00 29.Oct.17 00:00 29.Oct.17 12:00 30.Oct.17 00:00 Quelle: EPEX, regelleistung.net Abbildung 21 Strompreise EPEX DayAhead und Intraday, und der Saldo der Ausgleichsenergie Ende Oktober 2017.

Monitoring Negative Preise 25 In Tabelle 4 ist die Zahlungsrichtung zwischen ÜNB und Bilanzkreisverantwortliche (BKV) zur Veranschaulichung illustriert. Sie ist abhängig davon, ob der BKV den Bilanzkreis zu einem bestimmten Zeitpunkt unter- oder überdeckt und ob der Ausgleichsenergiepreis positiv oder negativ ist. Für die hier untersuchte Negativpreissituation im Oktober 2017 bedeutet das somit, dass der BKV bei einer Unterdeckung des Bilanzkreises zunächst eine Zahlung vom ÜNB erhält. Bei einer länger andauernden Unterdeckung innerhalb der Negativpreissituation kehrt sich später die Zahlungsrichtung allerdings um und der BKV müsste an den ÜNB zahlen. Bislang war der Saldo in Negativpreissituationen von mehr als 6 ununterbrochenen Stunden Dauer in der Regel negativ, sodass bei Unterdeckung des Bilanzkreises in diesen Phasen der BKV vom ÜNB eine Zahlung für die eingestellten Strommengen erhalten hat. Während der Negativpreissituation um Weihnachten (23. bis 26. Dezember 2017) ist ebenfalls ein erhöhtes Aufkommen an SRL zu erkennen (siehe Quelle: EPEX, regelleistung.net). In diesem Fall wurde jedoch überwiegend negative SRL abgerufen. Positive SRL wurde nur für einen kurzen Zeitraum und nicht in dem Umfang wie im Oktober 2017 abgerufen. Der Abruf von MRL ist ebenso geringer als in der Negativpreissituation im Oktober 2017. Auch an Silvester 2017 und Neujahr 2018 kam es erneut zu einer längeren Phase negativer Preise von 16 Stunden am EPEX DayAhead Spotmarkt (siehe Abbildung 23). Während in dieser Phase keine MRL abgerufen wurde, fiel der Abruf positiver SRL zu Beginn der Phase hoch aus. Später änderte sich das Vorzeichen und der ÜNB rief negative SRL ab. Tabelle 4 Zahlung des BKV bzw. des ÜNB bei Unter- oder Überdeckung des Bilanzkreises. Fallunterscheidung unterdeckt Bilanzkreis überdeckt Ausgleichs- Energiepreis/ Saldo (AEP) + BKV zahlt an ÜNB - Der ÜNB zahlt an BKV ÜNB bezahlt für die entnommenen Strommengen an den BKV Der BKV bezahlt für die entnommenen Strommengen an den ÜNB Quelle: Eigene Darstellung.

Monitoring Negative Preise 26 100 75 50 EPEX Spotpreise Day Ahead EPEX Spotpreise Intraday SRL abgerufene Leistung positiv SRL abgerufene Leistung negativ Marktpreise für Strom 2000 1500 1000 25 500 0-25 0-500 [MW] -50-75 -1000-1500 23.Dec.17 00:00 24.Dec.17 00:00 25.Dec.17 00:00 26.Dec.17 00:00 100 75 50 EPEX Spotpreise Day Ahead EPEX Spotpreise Intraday MRL abgerufene Leistung positiv MRL abgerufene Leistung negativ Marktpreise für Strom 2000 1500 1000 25 500 0-25 0-500 [MW] -50-75 -1000-1500 23.Dec.17 00:00 24.Dec.17 00:00 25.Dec.17 00:00 26.Dec.17 00:00 Abbildung 22 Strompreise EPEX DayAhead und Intraday-Handel, sowie die abgerufene Regelleistung (MRL+SRL) und der Saldo der Ausgleichsenergie über die Weihnachtsfeiertage 2017. Quelle: EPEX, regelleistung.net:

Monitoring Negative Preise 27 100 75 50 EPEX Spotpreise Day Ahead EPEX Spotpreise Intraday SRL abgerufene Leistung positiv SRL abgerufene Leistung negativ Marktpreise für Strom 2000 1500 1000 25 500 0-25 0-500 [MW] -50-75 -1000-1500 30.Dec.17 00:00 31.Dec.17 00:00 01.Jan.18 00:00 02.Jan.18 00:00 100 75 50 EPEX Spotpreise Day Ahead EPEX Spotpreise Intraday MRL abgerufene Leistung positiv MRL abgerufene Leistung negativ Marktpreise für Strom 2000 1500 1000 25 500 0-25 0-500 [MW] -50-75 -1000-1500 30.Dec.17 00:00 31.Dec.17 00:00 01.Jan.18 00:00 02.Jan.18 00:00 Abbildung 23 Strompreise EPEX DayAhead und Intraday-Handel, sowie die abgerufene Regelleistung (MRL+SRL) und der Saldo der Ausgleichsenergie an Silvester-Neujahr 2017-2018. Quelle: EPEX, regelleistung.net:

Börsenstrompreise, gehandelte Volumina und Preisspreads

Börsenstrompreise 29 Handelsvolumen Abbildung 24 Gehandeltes Volumen in TWh am DayAhead- und IntraDay-Markt der Jahre 2015 bis 2017. Quelle: EPEX: In Tabelle 5 sind die gehandelten Volumina am EPEX-Spot Markt für die Jahre 2015 bis 2017 aufgetragen. Das am DayAhead- Markt gehandelte Volumen ist im Jahr 2016 im Vergleich zum Jahr 2015 um ca. 30 TWh auf 234,9 TWh zurückgegangen und im Jahr 2017 nochmals um 1,7 TWh gesunken. Dahingegen ist das Handelsvolumen an den sehr kurzfristigen Intraday-Märkten von 2015 bis 2017 um 14,2 TWh auf 60,2 TWh angestiegen. An den Intraday-Märkten wird insgesamt deutlich weniger Strom gehandelt, jedoch mit steigender Tendenz in allen Handels produkten. Dazu gehören die Intraday-Auktion, sowie der Intraday-Handel welche nach 15 min / 30 min / 60 min Einheiten differenziert werden. Die seit Anfang 2017 handelbaren 30 Minuten Kontrakte machen mit nur 40 MWh einen sehr geringen Anteil des EPEX-Spot Marktes aus, während die 60 Minuten Kontrakte mit 34,4 TWh, auch im Vergleich zu den 15 min Kontrakten, den wesentlichen Anteil des am Intraday-Markt gehandelten Strom darstellen (siehe Tabelle 5). Die Intraday- Auktion weist ein Volumen von 20,9 TWh auf und ist ebenfalls im Vergleich zu den Vorjahren gestiegen.

Börsenstrompreise 30 Tabelle 5 Gehandeltes Volumen in TWh am DayAhead-Markt und IntraDay-Handel. Gehandeltes Volumen in TWh Jahr Day Ahead Intraday gesamt Intradayhandel 15 min Intradayhandel 30 min Intradayhandel 60 min Intraday Auktion 2015 264,1 46,0 4,0-26,2 15,8 2016 234,9 51,1 3,8-28,9 18,5 2017 233,2 60,2 4,9 0,04 34,4 20,9 Quelle: EPEX.

Börsenstrompreise 31 Börsenstrompreise Der Jahresdurchschnittspreis (Tabelle 6) stieg im Jahr 2017 sowohl am Day Aheadals auch am Intraday- Markt auf 34,22 / MWh bzw. 34,29 /MWh und ist damit um etwa 3 /MWh an beiden Märkten gestiegen. In Tabelle 6. ist der monatliche Durchschnittspreis am DayAhead-Markt und für den Intraday-Handel im Jahresverlauf für die Jahre 2015 bis 2017 dargestellt. Die Abbildung zeigt, dass in der ersten Jahreshälfte des Jahres 2017 der monatliche Durchschnittspreis an beiden Märkten konstant über den Preisniveaus der Jahre 2015 und 2016 lag. In den Monaten Juli und August 2017 lag der Intraday-Strompreis leicht unter den der Jahre 2015 und 2016, anders als der Preis am Day-Ahead-Markt für Strom. Interessanterweise lag der monatliche Durchschnittspreis auf beiden Märkten im Oktober 2017 deutlich niedriger als im Oktober der beiden vorangegangenen Jahre 2015 und 2016. Der durchschnittliche Strommarktpreis im Juli, November und Dezember lag 2017 zwischen den Preisen der Jahre 2015 und 2016. Eine klare Tendenz der Strompreisentwicklung 2017 im Vergleich zu den Vorjahren 2016 und 2015 lässt sich daraus nicht ablesen. Generell kann ein starker Zusammenhang bzw. eine Wechselwirkung zwischen den Märkten Day-Ahead und Intraday erkannt werden. Die Durchschnittspreise sind im Jahresverlauf strukturell sehr ähnlich, auch in der Höhe unterscheiden sie sich nur unwesentlich. Tabelle 6 Durchschnittlicher Preis in /MWh am DayAhead- und IntraDay-Handel. Durchschnittlicher Preis EPEX nach Jahren in /MWh Jahr Day Ahead Intraday 2015 31,66 31,74 2016 28,96 29,22 2017 34,22 34,29 Quelle: EPEX.

Börsenstrompreise 32 60 Durchschnittlicher Preis Day Ahead (60 min) 40 20 2015 2016 2017 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 60 Durchschnittlicher Preis Intraday (60 min) 40 20 2015 2016 2017 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Abbildung 25 Monatlicher Durchschnittspreis für Börsenstrompreise DayAhead und Intraday-Handel in den Jahren 2015 bis 2017. Quelle: EPEX.

Börsenstrompreise 33 Preisspreads Der in Abbildung 26 dargestellte dynamische Preisspread berechnet sich aus der Differenz des Durchschnittspreises der jeweils zwölf teuersten Stunden zu dem Basispreis eines Tages (Tagesdurchschnittspreis). Die dynamischen Preisspreads fallen tendenziell am Intraday-Markt etwas höher aus als am DayAhead-Markt. Es zeigt sich, dass sich der Trend der sinkenden Preisspreads der vergangenen Jahre 2012 bis 2016 im Jahr 2017 nicht weiter fortgesetzt hat. Der Preisspread ist im Jahr 2017 am Intraday- Markt sowie dem Day-Ahead-Markt deutlich um jeweils knapp 2 ct/kwh gestiegen und liegt mit etwa 8 ct/kwh höher als in den Jahren 2014 bis 2016. In Abbildung 27 sind die monatlichen durchschnittlichen dynamischen Preisspreads am DayAhead-Markt dargestellt. Auffällig ist vor allem der hohe Preisspread im Januar 2017. Dieser könnte in Zusammenhang mit dem insgesamt höheren Strompreis in diesen Monat stehen. Der um ca. 30 % höhere Strompreis im Januar gegenüber Februar 2017 könnte somit den um knapp 50 % höheren Preisspread zwischen Januar und Februar relevant mitverursacht haben. Dennoch zeigt Abbildung 27, dass mit Ausnahme des Dezember 2016, in jedem Monat des Jahres 2017 der Preisspread höher lag, als in den zwei Jahren zuvor. 12 10 Dynamische Preisspreads Intraday (60min) Day Ahead 8 6 4 2 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Quelle: EPEX. Abbildung 26 Dynamische Preisspreads am DayAhead-Markt (2009 bis 2017) sowie Intraday-Markt (60-min) (2015-2017).

Börsenstrompreise 34 14 12 Preisspreads Day Ahead 2015 2016 2017 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Abbildung 27 Monatliche durchschnittliche dynamische Preisspreads von 2017 am DayAhead-Markt. Quelle: EPEX.

Mieterstrommodell

Mieterstrommodell 36 Mieterstrommodell Seit dem 25. Juli 2017 können PV-Anlagen über den Mieterstromzuschlag bezuschusst werden. Dabei gilt, dass Anlagen mit maximal 100 kw auf, an oder in Wohngebäuden den Zuschlag erhalten, wenn die Energie direkt an die Hausbewohner des Ge bäudes geliefert wird. Die Zuschlagshöhe ist abhängig von der installierten Leistung und liegt zwischen 2,11 ct/kwh bei 40-100 kw- Anlagen und 3,7 ct/kwh bei Anlagen mit weniger als 10 kw. Die Förderung ist insgesamt auf eine Gesamtanlagenleistung von 500 MW/a gedeckelt. Insgesamt wurden bis Ende Dezember 2017 53 PV-Anlagen mit einer Leistung von 1200,1 kw im Rahmen des Mieterstrommodells installiert (siehe Abbildung 28). Nach einem Rückgang der Zubaurate im Oktober 2017, stieg die zugebaute Leistung im November und Dezember 2017 wieder ähnlich stark wie im September 2017. Die meisten Anlagen befinden sich dabei in der Leistungsklasse von 16-30 kw. In den Leistungsklassen 0-15 kw und über 30 kw fand nur ein vergleichsweise geringer Zubau statt (siehe Quelle: BNetzA). Das Erreichen des Förderdeckels von 500 MW ist somit zurzeit noch nicht zu befürchten. In Abbildung 29 ist zu erkennen, dass der größte Anteil der innerhalb des Mieterstrommodells installierten Leistung auf die Bundesländer Baden-Württemberg, Bayern, Berlin, Hamburg, Niedersachen und Nordrhein-Westfalen entfällt. In Brandenburg, Bremen, Saarland, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen wurden noch keine PV-Anlagen im Rahmen des Mieterstromgesetzes installiert. Abbildung 28 Installierte PV-Leistung und Zubau im Mieterstrommodell von Juli bis Dezember 2017. Quelle: BNetzA.

Mieterstrommodell 37 Abbildung 29 Installierte PV-Leistung im Mieterstrommodell segmentiert nach Größenklassen bis zum 31.12.2017. Quelle: BNetzA. Abbildung 30 Installierte Leistung im Mieterstromzuschlag nach Bundesländern bis zum 31.12.2017 Quelle: BNetzA.

Regelleistung und Ausgleichsenergie

Regelleistung und Ausgleichsenergie 39 Regelleistungspreise In Tabelle 7 sowie in Abbildung 31 ist die Entwicklung der durchschnittlichen erzielbaren Leistungspreiserlöse am SRL- und MRL- Markt abgebildet. Die erzielbaren Erlöse für die Bereitstellung von positiver SRL und MRL sind im Jahr 2017 gegenüber 2016 auf 11.273 /MW bzw. 680 /MW gesunken. Die durchschnittlich erzielbaren Erlöse für negative SRL sind im Jahr 2017 leicht auf 5.717 /MW angestiegen. Für negative Minutenreserveleistung sind die durchschnittlich erzielbaren Erlöse 2017 auf 2.734 /MW gesunken. Hinweis zu Leistungspreisen: Der jeweilige ausgewiesene Durchschnittwert entspricht der Jahressumme der mengengewichteten mittleren erzielbaren Leistungspreiserlöse in den jeweiligen Gebotszeiträumen. Die tatsächlichen Erlöse für den einzelnen Regelleistung bereitstellenden Anlagenbetreiber sind stark von dessen Bieterverhalten und den dadurch erzielten Preisen abhängig. Das Bieterverhalten wird wiederum stark von den technischen und ökonomischen Eigenschaften der Anlage beeinflusst. Der Wert entspricht also den Erlösen, die ein Regelleistungspoolbetreiber im Mittel erzielen könnte, wenn er am jeweiligen Markt über das ganze Jahr ein MW Leistung anbietet. Tabelle 7 Jahressumme der mittleren mengengewichteten Leistungspreise am SRL- und MRL-Markt von 2014 bis 2017 in /MWa. SRL- SRL+ MRL- MRL+ 2014 22.570,5 35.323,6 7.162,3 787,1 2015 11.162,7 26.680,8 4.555,1 734,7 2016 4.600,6 19.384,3 3.531,0 788,5 2017 5.717,1 11.273,4 2.734,3 680,1 Quelle: regelleistung.net.

Regelleistung und Ausgleichsenergie 40 Abbildung 31 Summe der mittleren im Jahr erzielbaren Leistungspreiserlöse am SRL-, und MRL-Markt in /MWa. Quelle: regelleistung.net. In Tabelle 8 und Abbildung 32 sind die im Mittel erzielbaren Arbeitspreise für die Jahre 2014 bis 2017 abgebildet. Für negative SRL und negative MRL sind die Arbeitspreise auf 3,14 /MWh bzw. -0,53 /MWh gegenüber dem Vorjahr gesunken. Die mittleren Arbeitspreise für positive RL hingegen sind gegenüber dem Vorjahr in 2017 wieder auf 53,78 /MWh für SRL und 7,34 /MWh für MRL gestiegen. Hinweis zu Arbeitspreisen: Der jeweilige ausgewiesene Mittelwert entspricht nachfolgend dem mengengewichteten im mittel erzielbaren spezifischen Arbeitspreis in den jeweiligen Gebotszeiträumen. Die tatsächlichen Erlöse für den einzelnen Anlagenbetreiber auf Basis des Regeleistungsabrufes sind stark von dessen angebotenen Arbeitspreisen und der Position innerhalb der Merit-Order abhängig. Der Arbeitspreis wird wiederum stark von den technischen und ökonomischen Eigenschaften der Anlage beeinflusst. Tabelle 8 Mittlere Arbeitspreise in /MWh am SRL- und MRL-Markt für die Jahre 2014 bis 2017. SRL- SRL+ MRL- MRL+ 2014 6,33 61,07 -- -- 2015 6,91 57,03 1,34 6,18 2016 3,19 43,48 0,43 4,17 2017 3,14 53,78 0,53 7,34 Quelle: regelleistung.net.

Regelleistung und Ausgleichsenergie 41 Abbildung 32 Durchschnittliche Arbeitspreise für SRL und MRL in den Jahren 2014 bis 2017. Quelle: regelleistung.net.

Regelleistung und Ausgleichsenergie 42 Ausgleichsenergie In Tabelle 9 ist die relative Häufigkeit der zu zahlenden Ausgleichsenergiepreise (AEP) für die Jahre 2015 bis 2017 dargestellt. Die Tabelle kann als Risikomaß für den BKV gelten, bei Fahrplanabweichungen einen bestimmten Preis zahlen zu müssen. Die Zahlen in der Tabelle sagen aus, wie häufig im jeweiligen Jahr der Preis für die Ausgleichsenergie über bzw. unter einem bestimmten Wert gelegen hat. In über 80 % der Fälle war der AEP in den Jahren 2016 und 2017 positiv. In fünf Prozent der Fälle lag der AEP 2017 bei über 100 /MWh. In einem Prozent der Fälle lag er unter 100 / MWh. Die relative Häufigkeit für das Auftreten von AEP >+1000 /MWh und AEP <-1000 /MWh lag 2017 bei 0,05 % bzw. 0,03 %. Die am 17. Oktober 2017 aufgetretenen Extrempreise von über 20.000 / MWh werden im folgenden Kapitel erläutert und wurden in den nachfolgenden Auswertungen mitberücksichtigt. Tabelle 9 Relative Häufigkeit des Über-/Unterschreitens angegebener Ausgleichsenergiepreise(AEP) in den Jahren 2015 bis 2017. AEP positiv AEP negativ Preis [ /MWh] 2015 2016 2017* Preis [ /MWh] 2015 2016 2017* >=0 72,70% 80,28% 80,95% <0 27,30% 19,72% 19,04% >50 43,86% 23,47% 31,41% <-50 8,94% 3,73% 4,78% >100 8,05% 3,17% 5,02% < -100 3,77% 0,79% 1,01% >200 2,08% 0,33% 0,56% <- 200 1,59% 0,21% 0,30% >500 0,30% 0,03% 0,09% < -500 0,39% 0,03% 0,08% >1000 0,10% 0,00% 0,05% < -1000 0,15% 0,01% 0,03% >20000 0,00% 0,00% 0,01% < -20000 0,00% 0,00% 0,00% * bis 31. Oktober Quelle: amprion.net.

Regelleistung und Ausgleichsenergie 43 MRL- und AEP-Preise am 17.10.2017 Am Dienstag, den 17. Oktober 2017 wurden in zwei aufeinanderfolgenden 15 Minuten- Abschnitten (19:15 Uhr bis 19:30 Uhr und 19:30 Uhr bis 19:45 Uhr) ein mittlerer Abrufpreis für positive Minutenreserve von über 24.000 /MW erreicht. In dem gleichen Zeitraum wurden jeweils 803 MW an Minutenreserve abgerufen. Es wurden 1.144 MW positiver MRL in 190 Geboten bezuschlagt. Davon sind 1.035 MW mit einem Leistungspreis von 0 /MW und 100 MW mit einem Leistungspreis zwischen 0 und 0,1 /MW bezuschlagt worden. Bezuschlagt wurden in diesem Fall folglich nur Bieter mit einem sehr geringen Leistungspreis. Geboten wurde für MRL in 4h-Zeitscheiben. Die Gebotsstruktur der Arbeitspreise für den Zeitraum von 16 Uhr bis 20 Uhr ist in Abbildung 33 dargestellt. Die gebotenen Arbeitspreise sind im Vergleich zum Leistungspreis sehr inhomogen verteilt und liegen zwischen 72,3 /MWh und 99.999 /MWh. Die Verteilung sieht dabei wie folgt aus: Abbildung 33 Gebotene Arbeitspreise für die vorzuhaltende Leistung in der MRL. Quelle: regelleistung.net.

Regelleistung und Ausgleichsenergie 44 Der Abruf erfolgt nach Merit Order, das heißt unabhängig von dem gebotenen Leistungspreis wird jetzt der RL-Anbieter bezuschlagt, der für den geringsten Arbeitspreis anbietet bis der RL-Bedarf gedeckt ist. Bis zu einer benötigten Leistung von 434 MW wurden in dem Zeitraum nur Gebote mit einem Arbeitspreis von weniger als 1.000 / MWh bezuschlagt. Bis zu einer benötigten Leistung von 571 MW wurden nur Gebote mit einem Arbeitspreis von <6.000 /MWh per Zuschlag berücksichtigt. Danach steigen die Gebote exorbitant in die Höhe und es müssen Gebote mit einem Arbeitspreis von über 70.000 /MWh bezuschlagt werden. Da in den beiden 15-Minutenabschnitten jeweils 803 MW positiver MRL abgerufen worden waren, mussten Gebotsmengen von 232 MW mit einem Arbeitspreis von 70.000 bis 77.777 /MWh bezuschlagt werden. Dadurch ergab sich der gewichtete durchschnittliche Arbeitspreis von 24.000 /MWh für die jeweiligen 15-Minutenabschnitte. Der hohe Bedarf an MRL von >800 MW ist zwar selten, kommt aber im Jahresverlauf durchaus einige Male vor. Die genaue Ursache lässt sich aus den öffentlichen Daten nicht ablesen. Insbesondere ist ein größerer Kraftwerksausfall ist nicht gemeldet (EEX Transparency) worden. Auch am am 17. Oktober 2017 ist keine außergewöhnlich hohe Abweichung von Erzeugung bzw. Verbrauch mit der jeweiligen Prognose erkennbar. Sehr ungewöhnlich ist hingegen das geringe Angebot günstiger Arbeitspreise. Die Situation, dass einige Bieter exorbitant hohe Arbeitspreise bei geringen Leistungspreisen anbieten, kommt auch zu anderen Zeiträumen immer wieder vor und ist insofern nicht ungewöhlich. Diese Angebote sind aber bislang nicht in dem Ausmaß zum Zuge gekommen, da es diese Kombination von hohem Bedarf und geringem Angebot an RL-Mengen zu günstigen Arbeitspreisen so bisher nicht gegeben hat. Eine endgültige Erklärung kann dafür aus den öffentlich verfügbaren Daten auch nach Rücksprache mit Direktvermarktern noch nicht abgeleitet werden. Um das Auftreten derart hoher Ausgleichsenergiepreise in Zukunft zu verhindern, schlägt die Agentur für Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) vor, die am Intraday-Markt maximal zulässigen Höchstgebote von 9.999 Euro/MWh auch für den Regelleistungsmarkt zu vorzugeben (vgl. Decision ACER No. 05/2017). Die Bundenetzagentur räumt ein, dass Knappheitssituationen, die diese sehr teuren Gebote begründen könnten,[ ] nicht ersichtlich sind und hält daher eine Harmonisierung der technisch zulässigen Regelarbeitspreise mit den Preisen am Intraday-Markt für sachgerecht und geboten (Mitteilung 02.01.2018, BNetzA). Wenn die Einspeisung während dieses Zeitraums genauer untersucht wird, erkennt man das geringe Wind-Angebot zur Werktags- und Abendlastspitze und eine gleichzeitig fehlende PV-Einspeisung. Außerdem erzeugen flexible Kraftwerke, insbesondere Pumpspeicherkraftwerke, zu der Zeit bereits viel Strom. Dies ist an vielen Tagen üblich, wenn die PV-Erzeugung gerade wegfällt, die Last aber noch relativ hoch ist. Für diesen Zeitraum war es für die Betreiber solcher flexiblen Kraftwerke wirtschaftlich attraktiver, ihre Leistung am Spotmarkt anzubieten, als Regelleistung vorzuhalten. Dadurch fielen diese Kraftwerke in dem Zeitraum für den RL-Markt weg. Dies verursachte in der Merit-Order schon früher die hohen Arbeits-

Regelleistung und Ausgleichsenergie 45 Abbildung 34 Erzeugung von Pumpspeichern, Erdgas, Steinkohle und Wind an Land am 17.10.2017. Quelle: BNetzA. preisgebote. Die Kraftwerk mit hohen Arbeitspreigeboten wurden somit schon ab einer verhältnismäßig geringen benötigten RL (> 571 MW) aktiviert. Möglicherweise spielte dieser Umstand eine Rolle bei der Preisentwicklung. Grundsätzlich sind Kraftwerke, die nicht am Spotmarkt eingesetzt werden wie Gasturbinen oder virtuelle Kraftwerke sowie Notstromaggregate aufgrund der niedrigen Leistungspreise von im Mittel zum Teil nahe null über das ganze Jahr auch im Zugzwang, die Kosten über einzelne hohe Arbeitsbeitspreisabrufe zu erwirtschaften. Dies kann auch zu strategisch hohen Arbeitspreisgeboten führen. In folgender Tabelle 10 ist die abgerufene positive MRL nach den jeweiligen RL-Zonen unterteilt. Ebenso wird die abgerufene positve SRL für den Netzregelverbund insgesamt aufgezeigt: Tabelle 10 Abgerufene positive MRL unterteilt nach Regelzonen. 17.10.2017 MRL 50 Hertz [MW] MRL Amprion [MW] MRL Tennet [MW] MRL Transnet BW [MW] SRL/MRL Netzregelverbund [MW] MRL Energie MWh 19:15-19:30 245 113 432 13 166/803 200,75 19:30-19:45 245 113 432 13 8,13/803 200,75 19:45-20:00 0 0 0 0 9,09/0 0 20:00-20:15 0 0 0 0 226,15/0 0 20:15-20:30 0 153 242 5 6,482/400 100 Quelle: regelleistung.net.

Regelleistung und Ausgleichsenergie 46 Zum Vergleich kann zum Beispiel Mittwoch der 13. September 2017 herangezogen werden. An dem Tag wurde um 22:30 Uhr (geringere Last zu später Stunde) auch eine verhältnismäßig hohe Leistung in der Minutenreserve von 930 MW abgerufen. Die Gebotsstruktur weist jedoch mehr Gebote mit geringen Arbeitspreisen auf. Für eine benötigte Leistung von 932 MW wird in der Situation ein maximaler Arbeitspreis von 165 /MWh abgerufen (der mittlere abgerufene Arbeitspreis beträgt 129 /MWh). Preise Ausgleichsenergie Am 1. Dezember 2017 sind die Ausgleichsenergiepreise für Oktober 2017 veröffentlicht worden und in Abbildung 35 dargestellt. Der starke Preisausschlag am 17. Oktober ist deutlich erkennbar und weicht stark von den anderen Preisen ab. Entsprechend kann es für Bilanzkreisverantwortliche zu hohen Zahlungen aber auch hohen Einnahmen kommen. Beim Ausgleichsenergiesaldo sind hingegen wie üblich große Schwankungen erkennbar. Indes sind am Abend des 17. Oktobers keine besonders hohen Abweichungen festzustellen. Ausgleichsenergiepreise 25000 20000 Ausgleichsenergiepreis 15000 10000 5000 0 01/10/2017 06/10/2017 11/10/2017 16/10/2017 21/10/2017 27/10/2017 3000 Ausgleichsenergie Saldo 2000 [MW] 1000 0-1000 Ausgleichsenergie Saldo -2000 01/10/2017 06/10/2017 11/10/2017 16/10/2017 21/10/2017 27/10/2017 Abbildung 35 Ausgleichsenergiepreise und Saldo für Oktober 2017. Quelle: amprion.net.

Regelleistung und Ausgleichsenergie 47 Tabelle 11 zeigt neben den Ausgleichsenergiepreisen auch das Saldo des nationalen Netzregelverbundes (NRV) für den 17. Oktober 2017. In Tabelle 12 sind die Kosten für eine Unterdeckung des Bilanzkreises von 10 MW am 17. Oktober 2017 in der betreffenden Stunde von 19 bis 20 Uhr eingetragen. Sie liegen insgesamt bei 113.317 /h. Eine Fahrplanabweichung von 10 MW ist für BKV durchaus realistisch und kann nach Angaben von Branchenvertretern auch deutlich höher liegen. Tabelle 11 Ausgleichsenergiesaldo in MW sowie Ausgleichsenergiepreise in /MWh. Datum Uhrzeit von Datum Uhrzeit bis NRV-Saldo (MW) rebap (EUR/MWh) 17.10.2017 18:15 17.10.2017 18:30-352,188 9,91 17.10.2017 18:30 17.10.2017 18:45 406,364 86,32 17.10.2017 18:45 17.10.2017 19:00 1356,320 219,53 17.10.2017 19:00 17.10.2017 19:15 1572,172 182,01 17.10.2017 19:15 17.10.2017 19:30 933,504 20.614,97 17.10.2017 19:30 17.10.2017 19:45 794,624 24.455,05 17.10.2017 19:45 17.10.2017 20:00 538,408 74,77 17.10.2017 20:00 17.10.2017 20:15 662,152 54,89 17.10.2017 20:15 17.10.2017 20:30 222,608 207,20 17.10.2017 20:30 17.10.2017 20:45 108,076 91,45 17.10.2017 20:45 17.10.2017 21:00 187,368 54,89 Quelle: amprion.net. Tabelle 12 Kosten für eine Unterdeckung des Bilanzkreises von 10 MW im Zeitraum von einer Stunde. Zeitraum: AEP ( /MWh) Preis für 10 MW 19:00-19:15 182,01 455,03 19:15-19:30 20.614,97 51.537,43 19:30-19:45 24.455,05 61.137,63 19:45-20:00 74,77 186,93 Gesamtkosten: 113.317 /h Quelle: ampirion.net.

Flexibilität am Strommarkt

Flexibilität am Strommarkt 49 Flexibilität am Strommarkt In Abbildung 36 ist die Entwicklung der Anlagenleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen, für die die Flexibilitätsprämie mindestens einmal beansprucht wurde, von Januar 2016 bis November 2017 dargestellt. Bis Ende November wurden 2,8 GW el für den Bezug der Flexibilitätsprämie angemeldet. Etwa 1,2 GW el sind dabei schon im Rahmen des 33i EEG 2012 angemeldet worden. Weitere Anlagen mit einer Gesamtleistung von 1,68 GW el sind im Rahmen von 52 EEG 2014 sowie nach 50b EEG 2017 hinzugekommen, sodass bis Ende November 2017 insgesamt 2,9 GW el mindestens einmal für die Flexibilitätsprämie angemeldet waren. Die seit August 2014 für die Flexibilitätsprämie angemeldete Leistung von 1,68 GW el enthält 0,5 GW el an Leistungserhöhung, die zusätzlich zur Anlagenleistung installiert wurde (Stand August 2014). Der Zubaudeckel wird somit zu 37 % ausgeschöpft. Dies entspricht einer Verdopplung innerhalb eines Jahres. Denn Ende November 2016 betrug die auf den Deckel anzurechnende Leistung noch 250 MW el. Damit ist der Deckel zwar noch nicht ausgeschöpft, dies scheint jedoch wieder möglich, wenn der Trend anhält. Das steigende Risiko der Erreichung des Deckels kann dazu führen, dass Akteure vorsichtiger agieren und somit nur Anlagenbetreiber eine Flexibilisierung vornehmen, die davon ausgehen, dass sie die Flexibilitätsprämie auch sicher erhalten. Steigt die Unsicherheit, ist zu erwarten, dass die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nur in Anlagenkonzepten vorgesehen wird, die das Alt -BHKW in das Flexibilisierungskonzept integrieren und nicht auf einen Austausch setzen, um das Investitionsrisiko zu minimieren. In diesem Szenario würde das Flexibilitätspotenzial nicht ausgeschöpft. Quelle: Anlagenregister, BNetzA. Abbildung 36 Entwicklung der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie von Januar 2016 bis November 2017.

Flexibilität am Strommarkt 50 Auswertung der Bewegungsdaten zeigen, dass die Biomasseanlagen, welche die Flexibilitätsprämie beantragt haben, im Durchschnitt die Gesamtanlagenleistung am Standort der Biogasanlage mit 4784 h/a betreiben. Dabei ist die Bandbreite der Konzepte sehr unterschiedlich (von Volllaststunden von knapp 2000 h/a bis ca. 7500 h/a). Anlagen mit Inbetriebnahmedatum ab August 2014 sind angehalten, eine doppelte Überbauung vorzunehmen. Das bedeutet, der Strom aus diesen Anlagen wird nur bis zu einer Volllaststundenzahl von 4.380 h/a mit einem regulären EEG-Zahlungsanspruch berücksichtig. Damit die Anlagen die erforderliche technische Ausstattung zur Flexibilisierung umsetzen können, erhalten sie im Gegenzug einen Flexibilitätszuschlag. Die Volllaststunden geben noch keine vollständige Aussage über die Flexibilität der Anlagen und deren Betrieb im Jahresverlauf. Auch hier sind sehr unterschiedliche Konzepte (von hoher bis hin zu niedriger Flexibilität) anzutreffen (siehe Fraunhofer ISI et al., Quartalsbericht 09/17). In Tabelle 13 ist die für die Flexibilitätsprämie oder den Flexibilitätszuschlag bis Ende 2017 angemeldete Leistung in Relation zur Leistung der Biomasse in geförderten Direktvermarktung sowie der insgesamt installierten Leistung der Biomasse aufgetragen. Tabelle 13 Gesamtleistung der Biomasse, Biomasseleistung in der geförderten Direktvermarktung, in der Flexibilitätsprämie sowie Flexibilitätszuschlag in MW. MW/ VLH Leistung Biomasse gesamt 7.452 MW Leistung Biomasse in der Marktprämie (Jan 2018) 5.490 MW Biogasanlagen für den Bezug der Flexibilitätsprämie angemeldet Zubau von Biogasanlagen seit EEG 2014 (mit Flexibilitätszuschlag) Flexibel eingesetzte Biogas-/Biomethananlagenleistung nach Brancheneinschätzungen Durchschnittliche Volllaststunden für Biogasanlagen, welche die Flexibilitätsprämie beziehen Maximale Volllaststunden für Biogasanlagen, welche den Flexibilitätszuschlag erhalten 2.895 MW 112 MW 850 MW 4784 VLH 4380 VLH Quellen: BNetzA, Netztransparenz.de.