Monitoring der Direktvermarktung Quartalsbericht (12/2016)
Erstellt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft u nd Energie
Monitoring der Direktvermarktung von Strom aus Erneuer baren 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, Dezember 2016
Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung 5 9
Entwicklung der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung Trendfortschreibung für die kommenden 12 Monate
Monitoring negative Preise und Vergütung in Ausnahmefällen 15 Anzahl Stunden mitnegativen Preisen 16 6 Stunden negative Preise am Stück 19 Vergütung in Ausnahmefällen
Flexibilitätsprämie 21 Flexibilitätsprämie
Regelleistung 25 Anbieter für Regelleistung 26 Biogasanlagen in der R egelleistung 28 Auswertung von Sekundärregelleistungspreisen 31 Schlussfolgerungen
Verzeichnis 34 Abbildungen & Tabellen 36 Literatur
Monitoring der Vermarktungsanteile und der bedienten Strommärkte in der Direktvermarktung
Direktvermarktung
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Entwicklung der vermarkteten Leistung in der Direktvermarktung
Marktprämie Seit dem letzten Quartalsbericht im September 2016 ist die Leistung, die im Wege der geförderten Direktvermarktung zur Erlangung der Marktprämie veräußert wird, weiter um 1.400 MW angestiegen. Davon entfallen ca. 1.100 MW auf die Wind energie an Land und ca. 300 MW auf die anderen Technologien. Bei der Windenergie an Land werden im Dezember 41.187 MW vermarktet. Damit hat sich der Anstieg aus den vergangenen Jahren fortgesetzt. Im Vergleich zum Vorjahr ist die vermarktete Leistung um knapp 4.900 MW innerhalb eines Jahres angestiegen (siehe Abbildung 1). Damit wird ca. 92 % der installierten Windenergie an Land direktvermarktet. Die anderen Technologien umfassen im Dezember 2016 eine vermarktete Leistung
von 18.385 MW, die im Vergleich zum Vorjahr um ca. 2.500 MW angestiegen ist. Das größte Wachstum gab es bei der Solar energie, die in 2016 sogar etwas stärker gewachsen ist als in 2015. Die Zunahme der Leistung bei der Windenergie auf See lag in 2016 deutlich niedriger als in 2015 und umfasst im Dezember 2016 eine Leistung von 4.130 MW (siehe Abbildung 2). Bei der Biomasse werden mittlerweile ca. 5.100 MW gefördert direktvermarktet und damit 336 MW mehr als Ende 2015. Der mit der Marktprämie geförderte Strom umfasst damit bis Dezember 2016 eine Leistung von 59.572 MW oder einen Anteil von knapp 61 % der EEG-geförderten Leistung.
Direktvermarktung
Abbildung 1
Stand der vermarkteten Leistung in MW in der Marktprämie für Wind an Land jeweils zum Dezember 2012 bis 2016.
Abbildung 2
Entwicklung der PV-, Biomasse-, Offshore-Wind- und sonstiger Anlagenleistung in MW in der Marktprämie von 2012 bis 2016.
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Direktvermarktung
Sonstige Direktvermarktung In der sonstigen Direktvermarktung befinden sich im Dezember 2016 insgesamt 165 MW. Im Vergleich zum letzten Quartalsbericht im September 2016 hat sich die Leistung nur sehr geringfügig um 4 MW erhöht. Der Vergleich über die letzten Jahre zeigt, dass die vermarktete Leistung in der sonstigen Direktvermarktung nach einem spartenübergreifenden Rückgang bis Dezember 2015, zumindest im Bereich der Wasserkraft im Dezember 2016 wieder signifikant angestiegen ist. Die direkt ver-
Abbildung 3
marktete Leistung der übrigen Sparten ist im Vergleich zum Vorjahreszeitraum im Wesentlichen unverändert oder im Fall der Windenergie an Land weiter zurückgegangen (siehe Abbildung 3). Bis Anfang 2015 sind in der sonstigen Direktvermarktung größere Anteile der Windenergieanlagen an Land vermarktet worden (u.a. durch die Deutsche Bahn). Als weitere Technologien werden Solaranlagen und die EE-Gase in der sonstigen Direktvermarktung vermarktet, die zum Großteil bereits seit 2014 in dieser Vermarktungsform sind.
Anlagenleistung in der sonstigen Direktvermarktung in MW
7
Direktvermarktung
Vermarktungsanteile Die Anteile an der Vermarktung in der Marktprämie und der sonstigen Direktvermarktung haben sich für die meisten Technologien im Vergleich zum letzten Quartal weiter gesteigert (siehe Abbildung 4). Über alle Technologien zusammen werden mittlerweile ca. 61 % der EEG-geförderten Anlagen direktvermarktet, wobei der Großteil die Marktprämie in Anspruch nimmt und nur ein sehr geringer Anteil der Betreiber die sonstige Direktvermarktung wählt. Lediglich bei der Wasserkraft werden ca. 17 % der vermarkteten Leistung in der sonstigen Direktvermarktung vermarktet.
Abbildung 4
Anteil der installierten Leistung in der Direktvermarktung nach erneuerbaren Energietechnologien von 2012 bis 2016
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Direktvermarktung
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Trendfortschreibung für die kommenden 12 Monate
Auf Basis der Entwicklung beim Zubau der erneuerbaren Energien und der Direktver marktung 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 und anschließend die monatliche Entwicklung der Direktvermarktung dargestellt.
Zubau bei den Erneuerbaren Technologien Seit 2016 gilt für die Windenergie an Land und auf See eine quartalsweise Anpassung der die Höhe der EEG-Förderung bestimmenden Parameter nach unten, die sich deutlich auf die monatlichen Zubauzahlen auswirkt. Bis Ende 2015 sind insbesondere im letzten Monat vor dem Jah-
reswechsel sehr viele Anlagen zugebaut worden, um damit noch die höheren Vergütungssätze zu erhalten, die lediglich zum Jahresbeginn angepasst worden sind. Seit 2016 zeigen sich im letzten Monat jedes Quartals die höchsten Zunahmen (siehe Abbildung 5). Insgesamt sind in 2016 bis Dezember 4.122 MW an Land und 816 MW auf See in Betrieb genommen worden. Der Trend der letzten Quartale in Bezug auf Windanlagen kleiner 3 MW hat sich fortgesetzt. Weiterhin stammen knapp 36 % (entspricht bisher 1.486 MW in 2016) der neu installierten Windleistung aus Anlagen, die kleiner als 3 MW sind. Für diese Anlagen gilt, dass sie nicht unter § 24 EEG 2014 (Verringerung der Förderung bei negativen Preisen) fallen (siehe Abbildung 6), sofern sie nicht im Zusammenhang mit dem Neubau weiterer Anlagen innerhalb eines Windparks stehen.
Direktvermarktung
Abbildung 5
Abbildung 6
Monatlicher Zubau der Windenergie in Megawatt pro Monat nach Anlagenregister von 2014 bis 2016
Anteil Anlagen Windenergie an Land mit weniger als 3 MW Nennleistung im Zeitraum August 2014 bis Oktober 2016
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Direktvermarktung
Seit dem letzten Quartalsbericht fand der monatliche Zubau bei den anderen erneuerbaren Technologien ebenfalls in einer ähnlichen Größenordnung wie in den vergangenen Monaten statt. Bei den PV-Kleinanlagen sind in 2016 mittlerweile ca. 1432 MW, d.h. ca. 120 MW pro Monat zugebaut worden (siehe Abbildung 7). Im Bereich der Freiflächen-PV erfolgte in 2016 der weitere Zubau mit einer Leistung von bisher 230 MW. Der Biomasseausbau umfasst in 2016 ca. 23 MW. Die verpflichtende Direktvermarktung ist in den letzten Jahren auch für kleinere Anlagen mit einer geringeren installierten Höchstleis-
Abbildung 7
tungen vorgeschrieben worden (gemäß § 37 EEG 2014 gilt seit dem 1. August 2014 für Neuanlagen eine verpflichtende Direkt vermarktung ab einer installierten Leistung von höchstens 500 kW, ab dem 1. Januar 2016 sogar für Neuanlagen von höchstens 100 kW installierter Leistung). Der Ausbau an Anlagen in der Größenklasse 100500 kW lag in 2015 bei ca. 23 MW pro Monat mit einer Ausbauspitze im Dezember 2015 (siehe Abbildung 8). In 2016 sind im Mittel bisher ca. 14 MW pro Monat an Leistung in diesem Segment zugebaut worden. Im Jahr 2016 liegt der Zubau bei den PV-Anlagen in dieser Leistungsklasse insgesamt bei 140 MW.
Monatlicher Zubau bei Erneuerbaren Energien in Megawatt pro Monat in 2016
11
Direktvermarktung
Abbildung 8
Monatlicher Zubau bei PV-Anlagen nach Anlagengröße 2014-2016
Monatliche Änderung in der Direktvermarktung Der Zuwachs der Leistung in der geförderten Direktvermarktung lag in den Monaten Oktober und November bei über 500 MW/Monat und ist im Dezember etwas geringer um 300 MW gestiegen. Im September ist insbesondere die Leistung bei der Windenergie auf See um 112 MW gestiegen (siehe Abbildung 9). Für die kommenden 12 Monate wird eine weitere Zunahme der vermarkteten Leistung in der geförderten Direktvermarktung erwartet, die sich zum einen aus dem Zubau der bis Ende 2016 bereits genehmigten Anlagen ergibt. Für diese Anlagen gilt noch eine Übergangsregelung mit administrativ festgelegter Berechnungsgrundlage zur Ermittlung der Marktprämie (also
noch keine Ausschreibungsregelungen). Zum anderen sind 410 MW an PV-Leistung bereits in 2016 ausgeschrieben worden, die zum Teil erst in 2017 realisiert werden. Andererseits ist zu beachten: die in 2017 startenden technologiespezifischen Ausschreibungen für Windenergie an Land und PV-Anlagen, deren ausgeschriebene Leistungsvolumina in Summe 2.800 MW für Wind an Land und 600 MW für PV-Anlagen umfassen, werden womöglich mit einer Zeitverzögerung realisiert. Es bleibt abzuwarten, wie stark sich dieser zeitversetzte Zubau auf die Erhöhung der installierten Leistung in den nächsten 12 Monaten auswirkt.
12
Direktvermarktung
Abbildung 9
Monatliche Veränderung der Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie von September 2015 bis September 2016
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Monitoring negative Preise und Vergütung in Ausnahmefällen
Negative Preise
Anzahl Stunden mit negativen Preisen Die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen in 2016 liegt derzeit bei 97 und damit über dem Niveau der Jahre 2012 bis 2014. (siehe auch Abbildung 10). Trotz deutlich gestiegener Leistung aus Wind- und PV-Anlagen hat sich die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen nur in geringem Umfang verändert.
Abbildung 10
Im Vergleich zum letzten Quartalsbericht sind fünf Ereignisse mit negativen Preisen im November aufgetreten, wobei ein Ereignis mehr als sechs Stunden andauerte. Im Dezember gab es weitere acht Ereignisse mit negativen Preisen, wovon drei mindestens sechs Stunden andauerten.
Entwicklung Anzahl Stunden negativer Preise am Day-Ahead Markt der EPEX Spot von 2008 bis 2016 und Ausbau PV- und Wind-Leistung in MW installierter Leistung
15
Negative Preise
6 Stunden negative Preise am Stück Im letzten Quartal sind somit vier Perioden mit negativen Preisen mit mindestens sechs Stunden Dauer dazugekommen, so dass es in 2016 bisher sieben Perioden mit negativen Preisen über mindestens sechs Stunden (2014: fünf Perioden, 2015: sieben Perioden) gegeben hat. Damit steigt die Zahl an Stunden, in denen es keinen EEG- Förderanspruch für Neuanlagen gegeben hat, auf insgesamt 55 Stunden an. Damit sind negative Stunden über eine Dauer von mindestens 6 Stunden in 2016 in etwa so häufig wie in 2015 aufgetreten.
Leistung von mindestens 3 MW bzw. alle sonstigen Anlagen mit einer Leistung von mindestens 500 kW betroffen. Nach den Daten der Bundesnetzagentur und des Anlagenregisters sind in 2016 bisher ca. 104 MW Freiflächen-PV, ca. 220 MW Aufdach-PV mit einer installierten Leistung von mehr als 500 kW sowie Windanlagen mit einer Leistung von ca. 3800 MW in Betrieb gegangen, wovon jedoch ca. 1100 MW aus Anlagen kleiner 3 MW stammen, die z.T. vom Förderanspruchsverlust ausgenommen sein könnten. Insgesamt sind damit ca. 3000-4000 MW an Anlagenleistung von möglichen Vergütungsausfällen nach § 24 EEG 2014 betroffen gewesen.
Von diesen Vergütungsausfällen waren in 2016 sämtlichen Windanlagen mit einer
Tabelle 1
Anzahl Perioden
Anzahl Stunden
Anzahl Perioden und Anzahl Stunden mit negativen Preisen in Perioden mit weniger bzw. min. 6 Stunden Dauer
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
< 6h
5
27
6
8
14
19
11
24
20
min 6h
1
2
0
0
3
2
5
7
7
< 6h
9
54
12
15
31
47
27
70
42
min 6h
6
17
0
0
25
17
37
56
55
Gesamt
15
71
12
15
56
64
64
126
97
16
Negative Preise
Für diese Anlagen bestand in 2016 in 55 h kein EEG-Zahlungsanspruch. Geht man davon aus, dass sie im Mittel mit der Hälfte der installierten Leistung in diesen Zeiten eingespeist haben, dann ist eine Einspeisung von ca. 82,5 GWh (1500 MW mal 55 h) betroffen. Bei einem geschätzten mittleren Marktwert von 25 €/MWh und einem anzulegenden Wert von ca. 85 €/MWh ergibt sich eine Marktprämie von ca. 60 €/ MWh, die nicht an die Anlagenbetreiber ausgezahlt wurde. Insgesamt umfasst dies dann max. 5 Mio. € an Auszahlungen. Die abgeschätzte Einspeisemenge, die von der Regelung nach § 24 EEG 2014 betroffen ist (ggf. sind Anlagen bereits abgeregelt worden oder Anlagen haben in Zeiten ohne Zahlungsanspruch nicht eingespeist) ist jedoch mit größeren Unsicherheiten behaf-
Abbildung 11
17
tet. So könnte die mittlere Einspeisung der Anlagen in Zeiten ohne EEG-Zahlungsanspruch auch noch geringer gewesen sein, als die unterstellten 50 % mittlerer Einspeisung. Am Sonntag, den 20. November 2016, ist der EPEX Spot Day-Ahead Strompreis in der Stunde von 14 bis 15 Uhr auf -30,41 €/MWh gefallen. Insgesamt waren an diesem Tag die Preise von 10 bis 17 Uhr über 7 Stunden am Stück negativ. Weitere 4 Stunden waren ebenfalls negativ, so dass insgesamt 11 Stunden mit negativen Preisen an diesem Tag aufgetreten sind. Die erwartete Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen lag von 8 Uhr morgens bis 21 Uhr am Abend kontinuierlich über 30 GW mit der höchsten Einspeisung von 12 bis 13 Uhr mit im Mittel ca. 44 GW erwarteter Einspeisung.
EPEX-Spot Preise Day-Ahead und Intraday (Average) und erwartete Wind/Solar Einspeisung am 20.11.2016 Erläuterung: Strompreise (linke Achse), Erwartete EE-Einspeisung (rechte Achse)
Negative Preise
Weitere Ereignisse sind am 25. Dezember 2016 von 0 Uhr bis 7 Uhr, am 26. Dezember von 0 Uhr bis 9 Uhr und am 27. Dezember von 0 Uhr bis 6 Uhr aufgetreten. Auch hier lag die erwartete Einspeisung aus Wind und Solaranlagen bei über 30 GW. Damit erreichte die Einspeisung der Windenergie (an Land und auf See) zwischen 65 und 71 % der installierten Windleistung. Gleichzeitig war die Stromnachfrage aufgrund der Weihnachtsfeiertage geringer als an anderen Tagen. Die Einspeisung aus Solaranlagen ist dabei nur sehr begrenzt in Zeiten mit negativen Strompreisen gefallen. Gleichzeitig lag der Strombedarf in Deutschland bei unter 50 GW und der Export von Strom aus Deutschland bei ca. 8 GW (ENTSO-E 2016).
Abbildung 12
EPEX-Spot Preise Day-Ahead und Intraday (Average) und erwartete Wind/Solar Einspeisung zwischen 24. und 27.12.2016 Erläuterung: Strompreise (linke Achse), Erwartete EE-Einspeisung (rechte Achse)
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Negative Preise
Vergütung in Ausnahmefällen Die Vergütung in Ausnahmefällen erfolgte nach derzeitigem Kenntnisstand im Dezember 2016 für insgesamt 26,5 MW Strom, wovon ca. 12 MW auf Solaranlagen, 14 MW auf Windanlagen an Land und ca. 0,5 MW auf Wasserkraft entfielen. PV-Anlagen zwischen 100 kW und 500 kW installierter Leistung stellen einen Großteil der PV-Anlagen in der Vergütung in Ausnahmefällen. Insgesamt befinden sich Anlagen mit Inbetriebnahmedatum im Jahr 2016 mit einer Leistung von ca. 4,8 MW aus der Leistungsklasse 100 – 500 kW installierter Leistung
Abbildung 13
in dieser Vergütungsform. Dies entspricht ca. 4 % der in 2016 installierten Leistung1 in dieser Leistungsklasse. Insgesamt haben 3 Anlagen im Dezember 2016 sowie 76 Anlagen in 2016 insgesamt die Vergütung in Ausnahmefällen in Anspruch genommen. Ein Großteil dieser Anlagen hat diese Vergütungsform nicht länger als 3 Monate genutzt (siehe Abbildung 13). 1 Bisher wurden der BNetzA in diesem Segment Anlagenzubauten von 114 MW in 2016 gemeldet.
Megawatt die in die Vergütung in Ausnahmefällen fielen
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Flexibilitätsprämie
Flexibilitätsprämie
Flexibilitätsprämie Im Jahr 2016 ist eine deutliche Zunahme der Anlagenleistung, die für die Flexibilitätsprämie angemeldet wurde zu verzeichnen (siehe Abbildung 14). Die gesamte Anlagenleistung, die nach § 33 i EEG 2012 die Flexibilitätsprämie vorsorglich beantragt hat, beträgt etwa 1,22 GWel. Viele Akteure befürchteten zu jener Zeit die Abschaffung der Flexibilitätsprämie durch die Novelle des EEG 2014 und stellten vorsichtshalber Anträge, allerdings oft ohne die Anlagen umfangreich flexibilisiert zu haben. Theoretisch können auch Biogasanlagen mit sehr geringer Flexibilität die Flexibili-
Abbildung 14
tätsprämie beantragen, sind dann aber nur zum Bezug einer sehr niedrigen Prämie berechtigt (z.B. wenige hundert Euro im Jahr). Nach der Beantragung und dem erstmaligen Bezug der Flexibilitätsprämie, unabhängig von deren Höhe, beginnt der zehnjährige Förderzeitraum. Anlagen, die nur geringe Flexibilität aufweisen und entsprechend geringe Förderung in Anspruch nehmen, verzichten jedoch auf relevantes Vergütungspotential über die Betriebszeit. Gleichzeitig sinken für diese Anlagen auch die Chancen, eine umfangreiche Flexibilisierung umzusetzen, da die Refinanzierungszeiträume für die Investitionen sich entsprechend des verbleibenden Förderzeitraumes verkürzen.
Entwicklung der Anlagenleistung in Megawatt, für welche die Flexibilitätsprämie beansprucht wurde bzw. hierfür angemeldet wurden
21
Flexibilitätsprämie
Nach dem Inkrafttreten des EEG 2014 am 1. August 2014 haben sich im Jahr 2014 nur noch wenige zusätzliche Anlagen für die Nutzung der Flexibilitätsprämie angemeldet. Bis Ende des Jahres 2015 waren insgesamt knapp 2 GWel Anlagenleistung für die Nutzung der Flexibilitätsprämie angemeldet (EEG 2012 und 2014), was im Jahr 2015 eine Leistungssteigerung um ca. 500 MWel bedeutete. Erst im Jahr 2016
konnte laut den Daten der BNetzA wieder ein stärkerer Anstieg verzeichnet werden, sodass bis Ende Oktober 3,29 GWel Anlagenleistung zur Nutzung der Flexibilitätsprämie gemeldet waren (Daten EEG 2012 + Daten EEG 2015). Dabei gibt es seit August 2014 grundsätzlich zwei Möglichkeiten, wie die Anlagen ihre Flexibilität ohne Überschreitung der Höchstbemessungsleistung erhöhen können:
• Bestehende Anlagen erhöhen die installierte Leistung bei Einhalten der Höchstbemessungsleistung (bei in etwa gleichbleibender Stromproduktion). Die Summe dieser zusätzlich installierten Leistung wird zum Förderdeckel von 1350 MWel hinzuaddiert. Aktuell werden davon ca. 225 MWel angerechnet, d.h. diese Anla genleistung wurde nach den Daten der BNetzA somit zusätzlich an den Standorten seit August 2014 installiert. • Die vorhandene Anlagenleistung am Standort wird flexibel betrieben: • die Bemessungsleistung wird w eiter abgesenkt, • oder schon vorhandenes Flexibilitätspotential ohne Absenkung der Bemessungsleistung wird genutzt (weist eine Anlage bspw. nur 6500 Volllaststunden bezogen auf die gesamte installierte Leistung auf, kann diese verfügbare Kapazität zur flexiblen Stromproduktion genützt werden). Laut Bundesnetzagentur wurden seit August 2014 bis einschließlich Oktober 2016 nur 225 MWel auf den festgelegten Förderdeckel angerechnet. Im Verhältnis zur insgesamt mit dem EEG 2014 für die Flexibilitätsprämie angemeldeten Anlagenleistung (2076 MWel, Stand Oktober 2016) ist die Kapazitätserweiterung sehr gering. Laut Fachverband Biogas sind weitere 192 MWel überbaute Leistung im Markt vorhanden, die aber nicht dem Förderdeckel nach EEG 2014 zugerechnet werden. Die installierte Leistung von Biogas- und Biomethan-Anlagen beträgt ca. 5,1 GWel nach AGEE. Es werden insgesamt 5,08 GWel Biomasseleistung (inkl. fester Biomasse)
direktvermarktet, wovon ca. 3,550 GWel der installierten Leistung in der Direktvermarktung Biogasanlagen sind. Somit ist laut der vorhandenen Datenlage ein Anteil von 93 % der installierten Biogasanlagenleistung für die Nutzung der Flexibilitätsprämie angemeldet. Im Gegensatz zu diesem, auf den Daten der BNetzA basierenden Ergebnis, steht die Einschätzung von unterschiedlichen Branchenteilnehmern (Direktvermarkter, Berater, Umweltgutachter). Sie beschreiben ein anderes Bild. Nach deren Einschätzung liegt der Anteil der Anlagen, für die die Flexibilitätsprämie beantragt wurde, weit darunter.
22
Flexibilitätsprämie
Tabelle 2
23
Biogasanlagen in der Flexibilitätsprämie nach EEG 2014
installierte Leistung ohne Überbauung [MW]
Leistungs erhöhung [MW]
Relativer Mittel wert der Leis tungserhöhung
Anzahl der Anlagen
Mit neuer Überbauung (relevant für Förder deckel)
1016
229
42 %
1382
Mit Reduktion Bio gasstromerzeugung
1004
?
1371
Die Untersuchungen in den nächsten Monaten werden Aufschluss darüber geben müssen, welche der beiden Einschätzungen zutrifft. Dabei gilt es sowohl die Daten der BNetzA, als auch die Einschätzung der Branchenakteure kritisch zu prüfen. Es ist somit festzuhalten, dass obwohl ein hoher Anteil der installierten Biogas und Biomethananlagenleistung für die Nutzung der Flexibilitätsprämie angemeldet sind, der Deckel von 1350 MW für die Kapazitätserweiterung zu weniger als 17 % erreicht wird. Bei den gegenwärtigen Erlösbedingungen im Strommarkt durch das Bereitstellen von zusätzlicher Flexibilität ist nicht zu erwarten, dass der Deckel kurzfristig ausgeschöpft wird. Nicht gedeckelt ist die Überbauung bei der nach dem EEG 2012 für die Flexibilitäts-
prämie angemeldeten Anlagenleistung (also Anlagen, für die bis zum 31. Juli 2014 eine FlexP beantragt wurde). D.h. die Anlagen könnten elektrische Leistung zubauen, ohne dass diese Kapazitäten den Förderdeckel beeinflussen. Über deren Flexibilisierungsverhalten kann aktuell keine Aussage getroffen werden, da keine verlässlichen Daten zur Verfügung stehen. Die Erweiterung der elektrischen Kapazität muss aktuell nicht der BNetzA gemeldet werden. Da diese Anlagen Ende 2016 schon über 1 1/3 Jahre des möglichen Förderzeitraums verwirkt haben, ist damit zu rechnen, dass für einen relevanten Teil dieser Anlagen kein Zubau der elektrischer Kapazitäten im Jahr 2017 mehr vorgenommen werden kann. Offen ist darüber hinaus, inwiefern die Teilnehmer die mögliche technische Kapazität dem Strommarkt in Form eines flexiblen Betriebs bereitstellen.
Regelleistung
Regelleistung
Anbieter für Regelleistung Insgesamt sind 62 Anbieter für mindestens eine der Regelleistungsmärkte prä qualifiziert. Gegenüber dem Stand von September 2016 präqualifizierten sich sechs Anbieter neu für den Regelleistungsmarkt und sieben Anbieter werden nicht mehr aufgeführt. Mit 52 sind die meisten Anbieter für die Minutenreserveleistung präqualifiziert. Für die Sekundärreserveleistung sind 36 und für die Primärreserveleistung 22 Anbieter präqualifiziert. 29 Anbieter sind nur an einem der Regelleistungsmärkte aktiv. 33 Anbieter sind an mehr als einem Markt aktiv.
Abbildung 15
Biogas-Anlagen im Regelenergiemarkt
25
Regelleistung
Biogasanlagen in der Regelleistung In Abbildung 15 ist für die Direktvermarkter, die Biogas in ihrem Portfolio führen, die jeweils vermarktete Leistung in Megawatt für die Zeitpunkte Januar 2013, Dezember 2014 und Januar 2016 dargestellt. Ein Großteil der Direktvermarkter ist auch für den Regelenergiemarkt präqualifiziert und setzt hier insbesondere Biogasanlagen (und z.B. Netzersatzanlagen, Erdgas-BHKW) ein. Dies bedeutet konsequent, dass gerade Direktvermarkter mit einem großen Anteil Biogasstrom in ihrem Portfolio, eine große Menge an Regelleistung bereitstellen. Je nach Flexibilität der jeweiligen Anlage können die Direktvermarkter verschiedene Regelleistungsmärkte bedienen. In Tabelle 3 ist dargestellt, welche technische Ausstattung der Anlage und mithin bewirkte Flexibilitätsstufe für welchen Regelleistungsmarkt geeignet ist.
Tabelle 3
Für unflexible Anlagen, d.h. Biogasanlagen, welche den Strom in Grundlast produzieren und vermarkten, bieten lediglich die negative Minutenreserve (MRL) und Sekundärregelleistung (SRL) an. Jedoch wird die negative MRL und SRL zu einem hohen Arbeitspreis angeboten, da die Abrufdauer aufgrund der i.d.R. geringen Gasspeichermöglichkeiten (im Vergleich zur flexiblen Ausstattung) nur über kurze Zeit ohne Biogasentwertung (Verwertung über die Notfackel) erfolgen kann. Die dadurch entgangene Marktprämie und die Erlöse am Strommarkt können nicht durch später eingespeisten Strom zurückgewonnen werden. Liegt der Leistungspreis gegen null, werden durch den Netzbetreiber die Zuschlagsreihenfolgen über den Arbeits preis vorgenommen. Biogasanlagen weisen deshalb nur noch eine geringe Zuschlagswahrscheinlichkeit auf.
Technische Ausstattung der Biogasanlagenkonzepte (unflexibel, flexibel, teilflexibel) und Möglichkeiten zur Teilnahme an entsprechenden RL-Märkten (Primärregelleistung (PRL), Sekundärregelleistung positiv oder negativ (SRL), Minutenreserveleistung positiv oder negativ (MRL))
PRL SRL pos. SRL neg. MRL pos. MRL neg.
unflexibel
flexibel
2 BHKWs
● ● ● ● ●
● ● ● ● ●
● ● ● ● ●
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Regelleistung
Flexible Anlagen sind Anlagen, die eine relevante Überbauung aufweisen. Es handelt sich um Anlagen, die nur einen Teil ihrer Kapazität im Jahresverlauf voll auslasten. Diese Anlagen können hingegen negative SRL liefern und den dann nicht eingespeisten Strom zeitverzögert ins Netz einspeisen. Grundsätzlich ist es für diese flexiblen Anlagen üblich, zu hochpreisigen Zeiten (oder zu Zeiten mit hohem Wärmebedarf) einzuspeisen und dabei gleichzeitig negative Sekundärregelleistung anzubieten. Zu Zeiten mit niedrigen Preisen (oder auch geringem Bedarf an Wärme) wird dann nicht (oder weniger eingespeist) und gleichzeitig positive Regelleistung angeboten. Der Arbeitspreis der SRL ist dabei für die Anlagen weiter von Interesse. Bislang sind wenige Anlagen für die Primär regelleistung präqualifiziert; das Interesse daran ist aber weiter vorhanden. Anlagen, die hier als teilflexibel bezeichnet werden, sind Biogasanlagenkonzepte, die zwar die Ausrüstung für einen nahezu flexiblen Betrieb (ähnlich wie oben genannt) aufweisen, aber sich durch die historische Betriebsweise und den Wärmebedarf am Standort stark einschränken lassen. Einige dieser Anlagen nutzen zwei BHKWs
und lasten dabei ein BHKW voll aus, um den Grundwärmebedarf zu decken, während das andere flexibel in Abhängigkeit vom Strompreis, vom Regelleistungsmarkt und vom Wärmebedarf eingesetzt wird. Es ist davon auszugehen, dass auch diese Anlagen ihre flexible Betriebsweise am Strommarkt verstärkt einsetzen, wenn die Strommarkterlöse die des Wärmemarktes übersteigen. Diese Biogasanlagen realisieren eine Sektorenkopplung zwischen dem Wärmemarkt, dem Regelleistungsmarkt und dem Strommarkt und wägen die Vorzüge der drei Märkte, aktuell z.T. zum Nachteil der Flexibilität am Strommarkt, gegeneinander ab. Hierbei gilt es zu beobachten, inwieweit diese Betriebsweise zunehmend angepasst wird, wenn sich z.B. die Phasen mit negativen Preisen mehren (Stichwort: Aufteilung in zwei Preiszonen D/A: BNetzA Ziel: Winter 2018/2019). Der Intradaymarkt wird aktuell auch von den Anlagen, d.h. deren Direktvermarktern genutzt, wenngleich tendenziell zum Ausgleich bzw. zur Korrektur des Fahrplans gegenüber dem vereinbarten Fahrplan auf Basis der DayAhead-Auktion. Der Intradaymarkt bietet dafür eine gute Möglichkeit.
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Regelleistung
Auswertung von Sekundär regelleistungspreisen In Abbildung 16 sind die Leistungs- und Arbeitspreise für negative SRL in der HT und NT-Phase dargestellt. Die Biogasanlagen beanspruchen beim Abruf negativer SRL einen Arbeitspreis von ca. 100 bis 300 €/MWh, weshalb sie nur selten abgerufen werden. Die Leistungspreise für Sekundärregelleistung (SRL), insbesondere negative SRL sind vergleichsweise gesunken. Aus der Abbildung kann abgeleitet werden, dass der Mittelwert der Leistungspreise im Jahr 2016 gegenüber 2015 gesunken ist. Vor allem Anfang des Jahres 2016 waren die Leistungspreise auf einem sehr geringen Niveau. Danach sind die Durchschnittspreise ab ca. Mai 2016 wieder leicht gestiegen, aber immer noch auf einem geringeren Niveau als 2015. Weiterhin ist bei der Betrachtung der Leistungspreise auffällig, dass die Volatilität der Preise in der zweiten Jahreshälfte von 2016 deutlich gestiegen ist. Für die Arbeitspreise ist eine etwas andere Tendenz zu beobachten. Nachdem die Arbeitspreise in den ersten Monaten des Jahres 2016 wie die Leistungspreise auf einem sehr geringen Niveau waren, sind sie auch später im Jahr deutlich gestiegen, so dass sie über dem durchschnittlichen Preisniveau von 2015 lagen. Eine mögliche Ursache für das Preistief im Frühjahr 2016 ist eine gewisse Marktsättigung, auch dadurch hervorgerufen, dass sich aufgrund der in 2013 noch hohen Preise mehr Anbieter am Regelleistungsmarkt engagierten (zum Beispiel auch Power-toHeat- und Biogasanlagenbetreiber, deren
Anlagen relativ hohe Grenzkosten aufweisen und vorrangig mit Leistungspreisen Erlöse erwirtschafteten). Andere Einflüsse ergeben sich durch den europäischen Ausgleich und die generelle Rückkopplung mit dem Spotmarkt. Für die Leistungspreise bleibt noch die Frage offen, wie die hohe Volatilität in der zweiten Jahreshälfte nutzbar gemacht werden kann und ob sich Biogasanlagenbetreiber oder die Vermarkter so positionieren können, dass sie die höheren Preise realisieren können. In Abbildung 17 sind die Leitungs- und Arbeitspreise für positive Sekundärregelleistung dargestellt. Einige Tendenzen sind bei der Betrachtung der Leistungspreise sowohl für die positive SRL als auch für die negative SRL zu beobachten und lassen ähnliche Ursachen vermuten: Das Preisniveau ist Anfang des Jahres 2016 sehr gering und die Preise weisen Ende 2016 eine hohe Volatilität auf. Insgesamt sind die Preise für positive SRL nicht so deutlich gesunken, wie die der negativen SRL. Der Arbeitspreis für positive SRL weist 2016 gegenüber 2015 ebenso wie für die negative SRL ein gestiegenes Preisniveau auf. Bei positiven SRL liegt der beanspruchte Arbeitspreis der Biogasanlagen über dem für den negativen Sekundärregelleistungs preis, was ebenfalls die Abrufwahrscheinlichkeit beeinflusst. Die leicht gestiegenen Arbeitspreise beeinflussen die Erlöspotentiale für diese Biogasanlagen positiv. Wenn gleich die Erlöse über den Regelleistungsmarkt nur zwischen 3 und 6 % der Gesamterlöse ausmachen. Der Markt für Minutenreserveleistung (MRL) wird neben dem SRL-Markt nur noch
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Regelleistung
deshalb bedient, weil viele (Biogas-)Anlagen die technischen Voraussetzungen bereits erfüllen und es keinen zusätzlichen relevanten Aufwand bedeutet. Die Erlöse am MRL sind jedoch so gering, dass in der Regel keine wesentliche Optimierung mehr am MRL stattfindet. Nach Einschätzung von einzelnen Direktvermarktern werden keine „neuen“ Anlagen mehr in den MRL-
Abbildung 16
Markt integriert, da die Gefahr besteht, dass die Kosten für Informations- und Kommunikationstechnologien nicht mehr über den Markt refinanziert würden. Dennoch wird der MRL-Markt von manchen Direktvermarktern weiter beobachtet und wenn ökonomisch sinnvoll, wieder bei der Fahrplanoptimierung bedient oder zumindest berücksichtigt.
Leistungs- und Arbeitspreise für negative Sekundärregelleistung (HT+NT)
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Regelleistung
Abbildung 17
Leistungs- und Arbeitspreise für positive Sekundärregelleistung (HT+NT)
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Regelleistung
Schlussfolgerungen Insgesamt weisen die Preise am Regelleistungsmarkt darauf hin, dass der Wettbewerb in den letzten Jahren stark zugenommen hat. Das Angebot erhöhte sich stark und führte zum Absinken der Preise. Das Erlöspotential der Regelleistungsmärkte ist nicht mehr treibende Kraft, die die Flexibilität der Erzeugungskapazität anreizt. Es exisiteren jedoch Synergien aus der Doppelnutzung der eingesetzten Informations- und Kommunikationstechnologie, welche eine anspruchsbegründende Voraussetzung ist, um die Marktprämie über die (zum Teil verpflichtende) Direktvermarktung beanspruchen zu können. Deshalb werden die Regelleistungsmärkte zum Teil weiter in der Optimierung des Fahrplans durch die Direktvermarkter berücksichtigt.
Eine relevante technische Anpassung aufgrund der Regelleistungsmärkte (negative und positive MRL sowie negative SRL) ist aktuell selten. Es gibt gegenwärtig sogar Direktvermarkter, die nur noch den Spotmarkt bedienen und Vorteile in dem geringeren technischen Aufwand bei der Anbindung der Anlagen an das System und des geringeren Optimierungsaufwandes sehen. Nur das Preisniveau auf dem positiven Regelleistungsmarkt könnte zur Folge haben, dass in Kombination mit der Flexibilitätsprämie (in Abhängigkeit der generellen Spotmarktentwicklung) Anlagen dafür ausgerüstet werden, in Zukunft auch mehr positive Sekundärregelleistung zu liefern.
Folgende Einschätzungen in Bezug auf die Regelleistung wurden von den Direktvermarktern abgegeben: • Der Anstieg der Arbeitspreise für SRL hat kaum Auswirkungen auf die Betriebsweise bzw. das Angebotsverhalten der Anlagen gehabt, da die beanspruchten Arbeitspreise von Biogasanlagen (orientiert am EEG) auch in der Vergangenheit in der Regel verhältnismäßig hoch lagen. Eine Optimierung der möglichen Arbeitspreise (orientiert an den Kosten), um die Abrufhäufigkeit zu erhöhen, findet aktuell kaum statt. Grund dafür ist dass die darüber realisierbaren Zusatzeinnahmen regelmäßig zu gering ausfallen. Sinkt der Leistungspreis weiter, sinkt der Abruf noch weiter, was das Bieterverhalten evtl. in Zukunft ändern könnte. Das Bieterverhalten ist allerdings ebenfalls von den Preisen am Spotmarkt abhängig. • Die Erlösmöglichkeiten am positiven SRL-Markt liegen aktuell noch höher als am negative SRL-Markt: Es ist zu erwarten, dass die Preise auch an diesem Markt sinken werden, wenn noch viele Netzersatzanlagen an diesen Markt drängen.
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Regelleistung
• Durch die Preisentwicklung werden fossile Anlagen zunehmend vom Regelleistungsmarkt verdrängt. Dies wird grundsätzlich als Erfolg der Direktvermarktung g ewertet. Darüber hinaus wird positiv eigenschätzt, dass der Marktpreis stärker die Grenzkosten widerspiegelt, obwohl es immer noch einen hohen Einfluss (Preisspitzen) von strategischem Bieterverhalten zu geben scheint (wenngleich auf niedrigeren Niveau). • Im Verhältnis zwischen Strommarkt und Ausgleichsenergie kommt es zu Verschiebungen: Die Erlöse sind grundsätzlich niedrig (auch an der Strombörse). Die Ausgleichsenergiekosten schwanken daneben stark, so dass schwer vorhersehbar ist, welche Erlöse von den Anlagenbetreibern tatsächlich erzielt werden können. Es gibt eine Tendenz bei den Direktvermarktern dahingehend, dass es zunehmend wichtiger wird, den Fahrplan sehr präzise einzuhalten. Im Gegenzug rückt die Möglichkeit, am Spot- und am Regelleistungsmarkt zu optimieren, weiter in den Hintergrund. Offen ist, wie man dieser Entwicklung begegnet, da in der Folge wieder relevante Ausgleichsenergiekosten beim Direktvermarkter und somit bei der Anlage entstehen können.
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Verzeichnis
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Abbildungen & Tabellen Direktvermarktung Abbildung 1
Seite 6 – Stand der vermarkteten Leistung in MW in der Marktprämie für Wind an Land jeweils zum Dezember 2012 bis 2016 Quelle: netztransparenz.de
Abbildung 7
Seite 11 – Monatlicher Zubau bei Erneuerbaren Energien in Megawatt pro Monat in 2016 Quelle: Anlagenregister, BNetzA Abbildung 8
Abbildung 2
Seite 6 – Entwicklung der PV-, Biomasse-, Offshore-Wind- und sonstiger Anlagenleistung in MW in der Marktprämie von 2012 bis 2016 Quelle: netztranparenz.de Abbildung 3
Seite 7 – Anlagenleistung in der sonstigen Direktvermarktung in MW Quelle: netztransparenz.de Abbildung 4
Seite 8 – Anteil der installierten Leistung in der Direktvermarktung nach erneuerbaren Energietechnologien von 2012 bis 2016 Quelle: eigene Berechnungen nach netztransparenz.de und energymap.info Abbildung 5
Seite 10 – Monatlicher Zubau der Windenergie in Megawatt pro Monat nach Anlagenregister von 2014 bis 2016 Quelle: Anlagenregister, BNetzA Abbildung 6
Seite 10 – Anteil Anlagen Windenergie an Land mit weniger als 3 MW Nennleistung im Zeitraum August 2014 bis Oktober 2016 Quelle: Anlagenregister, BNetzA
Seite 12 – Monatlicher Zubau bei PV-Anlagen nach Anlagengröße 2014-2016 Quelle: BNetzA Abbildung 9
Seite 13 – Monatliche Veränderung der Anlagenleistung in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie von September 2015 bis September 2016 Quelle: netztransparenz.de
Negative Preise Abbildung 10
Seite 15 – Entwicklung Anzahl Stunden negativer Preise am Day-Ahead Markt der EPEX Spot von 2008 bis 2016 und Ausbau PV- und Wind-Leistung in MW installierter Leistung Quelle: EPEX-Spot, Ausbau nach Anlagenregister BNetzA und energymap.info Tabelle1
Seite 16 – Anzahl Perioden und Anzahl Stunden mit negativen Preisen in Perioden mit weniger bzw. min. 6 Stunden Dauer
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Regelleistung Abbildung 11
Seite 17 – EPEX-Spot Preise Day-Ahead und Intraday (Average) und erwartete Wind/Solar Einspeisung am 20.11.2016 Quelle: EPEX-Spot und netztransparenz.de Abbildung 12
Seite 18 – EPEX-Spot Preise Day-Ahead und Intraday (Average) und erwartete Wind/Solar Einspeisung zwischen 24. und 27.12.2016 Quelle: EPEX-Spot und netztransparenz.de Abbildung 13
Seite 19 – Megawatt die in die Vergütung in Ausnahmefällen fielen Quelle: netztransparenz.de
Flexibilitätsprämie Abbildung 14
Seite 21 – Entwicklung der Anlagenleistung in Megawatt, für welche die Flexibilitätsprämie beansprucht wurde bzw. hierfür angemeldet wurden Quelle: BNetzA Anlagenregister Tabelle 2
Seite 23 – Biogasanlagen in der Flexibilitätsprämie nach EEG 2014
Abbildung 15
Seite 25 – Biogas-Anlagen im Regelenergiemarkt Quelle: Befragung Energie & Management Tabelle 3
Seite 26 – Technische Ausstattung der Biogasanlagenkonzepte (unflexibel, flexibel, teilflexibel) und Möglichkeiten zur Teilnahme an entsprechenden RL-Märkten (Primärregelleistung (PRL), Sekundärregelleistung positiv oder negativ (SRL), Minutenreserveleistung positiv oder negativ (MRL)) Quelle: EPEX-Spot und netztransparenz.de Abbildung 16
Seite 29 – Leistungs- und Arbeitspreise für negative Sekundärregelleistung (HT+NT) Quelle: regelleistung.net Abbildung 17
Seite 30 – Leistungs- und Arbeitspreise für positive Sekundärregelleistung (HT+NT) Quelle: regelleistung.net
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Literaturverzeichnis Anlagenregister, BNetzA: Veröffentlichung der im Anlagenregister registrierten Daten, Bundesnetzagentur, online verfügbar unter: http://www.bundesnetzagentur.de/ cln_1432/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/ Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Anlagenregister/Anlagenregister_node.html besucht am 30.09.2016 Energy & Management: Die Direktvermarkter und ihre Portfolios 2015, Ausgabe 1. Februar 2016, S.35 ENTOS-E: Transparency Platform - Central collection and publication of electricity generation, transportation and consumption data and information for the pan-European market. Online verfügbar unter https://transparency.entsoe.eu/dashboard/show EPEX-Spot: European Power Exchange, Day-Ahead Auction, Marktdaten online verfügbar unter: http://www. epexspot.com/de/ Fachverband Biogas: http://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE_ Branchenzahlen/$file/16-09-23_Biogas_Branchenzahlen-2015_Prognose-2016.pdf
netztransparenz.de: Transparenzplattform der Übertragungsnetzbetreiber online unter www.netztranparenz.de besucht am 20.12.2016 energymap.info: Die Karte der Erneuerbaren Energien, online verfügbar unter: http://www.energymap.info/download.html besucht am 20.12.2016 regelleistung.net: Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung, Anbieterlister https://www.regelleistung.net/ext/ download/anbieterliste besucht am 14..12.2016 PV-Meldungen, BNetzA: Datenmeldungen und EEG-Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen, online verfügbar unter: http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1432/DE/ Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_ Institutionen/ErneuerbareEnergien/Photovoltaik/ DatenMeldgn_EEG-VergSaetze/DatenMeldgn_ EEG-VergSaetze_node.html besucht am 20.12.2016
