Ausschreibungen für Winderenergieanlagen an Land
2.3.3 Weitere Ausschreibungen [geöffnete Ausschreibung, Wind auf See , Biomasse, KWK]
Im Rahmen des Zusammenwachsens des europäischen Strommarktes werden die Mitgliedstaaten von der europäischen Kommission verpflichtet, gemeinsam mit anderen Mitgliedsstaaten Ausschreibungen
durchzuführen. Hierzu sind jeweils völkerrechtliche Verträge abzuschließen. Die Bundesrepublik Deutschland hat einen entsprechenden Kooperationsvertrag mit dem Königreich Dänemark geschlossen. Aufgrund dieses Vertrages hat die Bundesnetzagentur im November 2016 eine Ausschreibung durchgeführt, an der sich Projekte mit einem Standort in Dänemark oder in Deutschland beteiligen konnten. Das Ausschreibungsvolumen betrug 50 Megawatt. Sämtliche Zuschläge gingen an Projekte in Dänemark, wobei der Zuschlagswert jeweils 5,38 ct/kWh betrug.
Die Ausschreibungen zur Ermittlung der Zahlungen für Windenergieanlagen auf See begannen 2017. In der ersten Runde im April 2017 haben vier Gebote einen Zuschlag erhalten. Diese Gebote, die insgesamt 1.490 Megawatt auf sich vereinen, haben Zuschlagswerte zwischen null und sechs Cent pro Kilowattstunde erzielt. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert liegt mit 0,44 ct/kWh weit unterhalb der Erwartungen und spiegelt die hohe Wettbewerbsintensität der ersten Ausschreibungsrunde wieder. Alle bezuschlagten Projekte liegen in der Nordsee.
Zum Gebotstermin 1. September 2017 führte die Bundesnetzagentur die erste Ausschreibung für
Biomasseanlagen in Deutschland durch. Eine Besonderheit des Verfahrens war, dass auch bereits in Betrieb genommene Anlagen an der Ausschreibung teilnehmen konnten, wenn ihre restliche Dauer des
Zahlungsanspruches nach dem EEG weniger als acht Jahre beträgt. Anders als bei PV und Wind an Land, zeichnete sich die erste Ausschreibungsrunde für Biomasse durch eine geringe Beteiligung aus. Das
Gebotsvolumen von 40.912 kW (33 Gebote) lag deutlich unter dem Ausschreibungsvolumen von 122.446 kW.
Neben einer geringen Teilnahme fällt auch die hohe Ausschlussquote von fast 30 Prozent wegen formaler Fehler in den eingereichten Gebotsunterlagen (5 Gebote) und fehlender Teilnahmevoraussetzungen (vier Gebote) ins Auge. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert aller Gebote lag bei 14,30 ct/kWh. Für Neuanlagen ergab sich ein mittlerer Zuschlagswert von 14,81 ct/kWh. Bestandsanlagen haben im Mittel einen Zuschlagswert von 14,16 ct/kWh erhalten. Die meisten der insgesamt 24 bezuschlagten Projekte (27.551 kW) erhielten damit die maximal gesetzlich zulässige Zahlung nach dem EEG. Unabhängig vom Zuschlagswert ist der anzulegende Wert für Bestandsanlagen der Höhe nach begrenzt auf den Durchschnitt der drei dem Gebotstermin vorangegangen Jahre. Der nächste Gebotstermin für Biomasseanlagen ist der 1. September 2018 und es bleibt abzuwarten, ob Bestandsanlagen mit dem Näherrücken des Endes des Zahlungsanspruches für ihre Anlagen ein regeres Interesse an einer Teilnahme entwickeln.
Im Dezember 2017 wird die Bundesnetzagentur die erste Ausschreibungsrunde für
Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) und innovative KWK-Systeme durchführen. Beteiligen müssen sich alle Anlagen mit einer installierten Leistung von über einem Megawatt. Innovative KWK-Anlagen sind solche, die einen Teil der Wärme durch Erneuerbare Energien bereitstellen.
3. Mindesterzeugung
Das langfristige Ziel einer CO2-freien und nicht-nuklearen Stromerzeugung erfordert seit einiger und auf absehbare Zeit weitreichende Strukturveränderungen des deutschen Stromversorgungssystems. Gegenwärtig ist in bestimmten Zeiten von hoher Einspeisung Erneuerbarer Energien und geringer Nachfrage zu beobachten, dass konventionelle Anlagen nicht im erforderlichen Umfang zurückgefahren werden und es in wenigen Stunden im Jahr zu Überschüssen am Strommarkt kommt. In den Medien ist in diesem Zusammenhang häufig vom
„Durchlaufen der Kraftwerke“ die Rede. Die Bundesnetzagentur hat dieses Phänomen in ihrem Bericht über die Mindesterzeugung untersucht. Dieser erste Bericht über die Mindesterzeugung wurde am 11.04.2017
veröffentlicht. Der Bericht folgt einem Auftrag an die Bundesnetzagentur aus dem neuen Strommarktgesetz.
Die sogenannte Mindesterzeugung entspricht der Einspeiseleistung, die direkt einem netztechnischen Grund bzw. einer Systemdienstleistung zurechenbar ist. Diese Leistung ist für die Wahrung der Netz- und
Systemsicherheit notwendig und kann daher nicht vom Netz genommen werden. Die Mindesterzeugung ist vom sogenannten konventionellen Erzeugungssockel zu unterscheiden. Dieser umfasst Kraftwerksleistung, die ebenfalls nicht oder nur stark eingeschränkt auf Preissignale reagiert, also selbst bei negativen Börsenpreisen Strom erzeugt. Allerdings nicht explizit zur Wahrung der Netz- und Systemsicherheit. Die Gründe für den konventionellen Erzeugungssockel können z. B. kraftwerkstechnische Restriktionen oder außermarktliche Verdienstmöglichkeiten (z.B. Wärmebelieferung, Eigenversorgung, vermiedene Netzentgelte) sein. Abbildung 25 veranschaulicht die Abgrenzung der Mindesterzeugung vom konventionellen Erzeugungssockel.
Abbildung 25: Abgrenzung Mindesterzeugung und konventioneller Erzeugungssockel
Der Bericht kommt zu dem Ergebnis, dass mit insgesamt 23 GW bis 28 GW etwa ein Viertel der in Deutschland in der Spitze einspeisenden Kraftwerksleistung nicht oder nur eingeschränkt auf Preise am Strommarkt reagiert.
Allerdings ist nur ein geringer Teil dieser Erzeugung netztechnisch erforderliche Mindesterzeugung. In den betrachteten Stunden des Jahres 2015 lag die Mindesterzeugung demnach bei 3 GW bis 4,5 GW (ausgenommen sind hier allerdings die Anteile für Blindleistung und Kurzschlussleistung).
Der überwiegende Anteil der konventionellen Stromerzeugung in den analysierten Stunden ist dem
„konventionellen Erzeugungssockel“ zuzuordnen. Er beträgt zwischen etwa 19 Gigawatt und 24 Gigawatt (80
Prozent bis 86 Prozent der Erzeugung aus konventionellen Anlagen in den betrachteten Stunden). Abbildung 26 veranschaulicht die Ergebnisse des Berichts über die Mindesterzeugung.
Abbildung 26: Übersicht über die Mindesterzeugung und den konventionellen Erzeugungssockel in allen betrachteten Stunden
Diese Erzeugung scheint auf den ersten Blick nicht wirtschaftlich zu sein, da in den Kraftwerken bei der Produktion von Strom Kosten anfielen, aber keine Erlöse aus dem Verkauf erwirtschaftet wurden. Im Gegenteil mussten Zuzahlungen für die Abnahme von Strom geleistet werden. Grund für diese Erzeugung sind zunächst technische Inflexibilitäten der Kraftwerke. Die Kraftwerke können für die wenigen Stunden mit negativen Großhandelspreisen nicht schnell genug herunter und anschließend wieder heraufgefahren werden. Die Stunden mit negativen Großhandelspreisen sind dabei sowohl Sinnbild der mangelnden Flexibilität als auch zugleich ein wichtiger Anreiz für Investitionen in Flexibilität, sofern sie sich technisch bewerkstelligen lassen. In den
zurückliegenden Jahren sind von einigen Betreibern bereits hohe Investitionen in die Flexibilisierung ihrer Anlagen getätigt worden, weitere Investitionen der Kraftwerksbetreiber können den konventionellen Erzeugungssockel verringern.
Als weitere Gründe für eine Stromproduktion bei negativen Großhandelspreisen dürften ökonomische Anreize eine Rolle spielen, die stärker wirken als die Strommarktpreise. Dazu gehören zum Beispiel
Wärmelieferverpflichtungen von nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz geförderten Anlagen, Anreize aus den Regelungen zum Eigenverbrauch und ein Anspruch auf Auszahlung sogenannter vermiedener Netzentgelte.
Die Kenntnis über die tatsächlichen Verhältnisse und die technischen Zusammenhänge der Mindesterzeugung und des konventionellen Erzeugungssockels ist eine Voraussetzung für eine bessere Integration der Erneuerbaren Erzeugung und die angestrebte Reduzierung des Anteils an konventioneller Erzeugung. Dabei wird es darauf ankommen, den konventionellen Erzeugungssockel schrittweise immer weiter abzuschmelzen und die netztechnische Mindesterzeugung zunehmend alternativ – zum Beispiel aus Erneuerbarer Erzeugung – zu erbringen.
Die Bundesnetzagentur strebt im Folgebericht für 2019 an, ihre Untersuchungen auf eine umfangreichere Datengrundlage zu stützen und die Gründe für die zu geringe Preisreaktion der Einspeisung im konventionellen Erzeugungssockel detaillierter zu analysieren.