Dieser Effekt trifft nicht nur Altanlagen, die aufgrund der auslaufenden EEG-Vergütung ab dem nächsten Jahr ohne feste Vergütung aus dem EEG wirtschaftlich weiterbetrieben werden sollen, sondern in erhöhtem Maße auch Neuanlagen, die unter den §51 des EEG 2017 fallen. Danach erhalten diese Neuanlagen keine Marktprämie in einem Zeitfenster von mindestens sechs zusammenhängenden Stunden negativer Strompreise am Spotmarkt.

Wie in Abbildung 1 dargestellt, erleben wir bereits seit 2015 einen erheblichen Anstieg negativer Strompreisereignisse am Spotmarkt. Die „Dellen“ in den Jahren 2016 und 2018 sind auf besondere Effekte (schwaches Windjahr, Abschaltung von konventionellen Kraftwerken etc.) zurückzuführen. Dieses Jahr sind schon im Mai fast genauso viele negative Strompreisereignisse festzustellen wie im gesamten Jahr 2019.

Abbildung 1: Übersicht Anzahl der Stunden negativer Strompreise am Spotmarkt seit 2001

Betrachtet man die Verteilung des Auftretens dieser negativen Strompreise über den Tagesverlauf (siehe Abbildung 2), so fällt auf: In windreichen Jahren (2017, 2019 und 2020) kommt es zu Maxima der Häufigkeit negativer Strompreisereignisse in den Nachtstunden. Zudem treten nahezu unabhängig vom Windjahr immer häufiger über den Tag hinweg negative Strompreisereignisse auf, die größtenteils durch die Einspeisung von Strom aus Photovoltaik verursacht werden, aber auch die Windenergie betreffen. Somit kommt es nicht mehr nur in windstarken Zeitfenstern zu negativen Strompreisereignissen mehrheitlich in der Nacht, sondern immer häufiger auch in sonnenstarken Zeiträumen über den Tag.

Abbildung 2: Auftreten negativer Strompreise über den Tagesverlauf

Betrachtet man die Auswirkung dieser Effekte auf Neuanlagen, die unter den §51 EEG 2017 fallen (siehe Abbildung 3), so wird deutlich, dass es hier nicht nur zu einer Verdopplung der eingespeisten Strommengen in den Jahren 2016 bis 2019 kam, sondern dass bereits bis einschließlich April 2020 mehr als eine Verdopplung der eingespeisten Strommengen im Vergleich zum Jahr 2019 zu verzeichnen ist. Dieser Effekt des Jahres 2020 ist zunächst auf den deutlich verringerten Stromverbrauch in Deutschland und Europa aufgrund der Pandemie-Einschränkungen zurückzuführen. Doch auch ohne Coronavirus würde sich dieses Bild in einigen Jahren bei einem weiteren Zubau von Stromerzeugungsanlagen aus Wind und Sonne ergeben. Negative Strompreise entstehen durch ein Überangebot an Strom – und ob dieses Überangebot durch eine verringerte Nachfrage oder durch eine erhöhte Einspeisung Erneuerbarer Energien aufgrund des politisch und gesellschaftlich notwendigen Ausbaus der Energiewende erfolgt, ist unerheblich.

 

Abbildung 3: Übersicht über §51-EEG-Strommengen seit 2014

Sofern sich die Rahmenbedingungen für die Stromeinspeisung nicht ändern (z. B. durch ein Strommarktmodell, Sektorkopplung, den Aufbau von Speichern/Wasserstoffwirtschaft etc.), müssen wir auch weiterhin mit erhöhten Anteilen von Energiemengen im §51 EEG 2017 für die kommenden Jahre rechnen.

Für Altanlagen, die in naher Zukunft keine EEG-Förderung mehr erhalten, stellen indes nicht nur negative Strompreise, sondern grundsätzlich auch niedrige Strompreise eine wirtschaftliche Herausforderung dar. Wie in Abbildung 4 zu sehen, sind die Jahresmarktwerte bis auf die Jahre 2018 und 2019 deutlich gefallen. Ursache für 2018 waren gesonderte Effekte (schlechtes Windjahr, Abschaltung von konventionellen Kraftwerken etc.).

 

Abbildung 4: Übersicht der Jahresmarktwerte von PV und Wind (über die Monate gemittelt) seit 2012

Im laufenden Jahr 2020 liegt der durchschnittliche Marktwert für Windstrom unter 20 €/MWh. Studien zufolge ist ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb der Anlagen durch Veräußerung des Stroms an der Börse unter diesen Bedingungen nicht möglich.

Für Anlagenbetreiber beider „Ränder“ (Neu- bzw. Altanlagen) ist auf Basis der heutigen bekannten Rahmenbedingungen der wirtschaftliche Betrieb der Anlagen gefährdet. Es müssen zwingend Lösungen gefunden werden, um Schaden vom betriebenen Kraftwerkspark fernzuhalten.

Für Neuanlagenbetreiber wäre z. B. zu prüfen, ob sich kleinere Anlagenleistungen (unter 3 MW) bei Einzelanlagen oder versetzt aufgebauten kleineren Windparks gegenüber größerer verfügbarer Anlagenleistungen lohnen, um damit den §51 EEG 2017 zu umgehen.

Für Altanlagenbetreiber wird deutlich, dass sie sich unter den heutigen Rahmenbedingungen dringend um eine Lösung bemühen müssen, die ihnen eine feste Vergütung zusichert, ohne hierbei in den stark volatilen und heute niedrigen Spotmarkt zu gehen. Hier gibt es alternativ die Möglichkeit, sich über PPA-Verträge mit z. B. Industriekunden langfristig abzusichern. Doch auch bei PPA-Verträgen sind die Rechte und Pflichten mindestens ebenso bedeutend wie der Preis. Eine weitere Rahmenbedingung ist, dass Industriekunden ihre Energiebeschaffung langfristig strukturieren: Im November 2020 wird man mit einem Industriekunden nur schwerlich ein PPA für 2021 schließen können.

Kurzfristig einen Energiemarkt für Strom, Wärme und Mobilität zu schaffen, wie seit Jahren unter dem Stichwort Sektorenkopplung von der Politik gefordert und zwischenzeitlich auch von der EU aufgegriffen (RED II), und damit die Nachfrageseite nach Strom zu erhöhen, bleibt der Königsweg.


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