Negative Strompreise und §51 EEG: Wann dreht sich der Wind?

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Negative Strompreise im Day-Ahead-Markt nehmen seit Jahren zu, gleiches gilt für die 6-Stunden-Blöcke nach §51 EEG. Nachdem das Jahr 2017 diesbezüglich bereits einen neuen Rekord aufstellte, sind alleine im ersten Quartal 2018 schon 50% der negativen Preise des Gesamtjahres 2017 aufgetreten. Bewahrheiten sich damit Prognosen, wonach negative Strompreise zukünftig in immer mehr und immer längeren Zeitfenstern den Spotmarkt prägen werden? Auch wenn der ansteigende Trend der letzten Jahre dies vermuten lässt, ist die Annahme eines „Weiter so“ energiewirtschaftlich zu hinterfragen, wie die neue enervis-§51-Studie zeigt. Die energiewirtschaftlichen „Zutaten“ dieser Trendwende sind einerseits deutlich sinkende Fördersätze für EE-Investitionen und andererseits ein perspektivisch wieder ansteigender Strommarktpreis. Dies führt absehbar zu einer Marktparität von Wind und PV, so dass neue EE-Anlagen dann überwiegend ohne Förderung im Strommarkt agieren. Sie zeigen daher ein komplett anderes Gebotsverhalten als Anlagen mit Marktprämie. Wenn eine ausreichend große Anzahl von EE-Erzeugern zukünftig aber nur noch positive Gebote im Stromhandel abgibt, wird das Auftreten negativer Strompreise deutlich reduziert. Dies ist erstmal eine gute Nachricht für EEG-Bestandsanlagen, die von §51 EEG betroffen sind. Die für eine solche Trendwende notwendige strompreisabhängige Einsatzweise von EE-Anlagen erfordert jedoch eine marktliche Abregelung von EE-Erzeugung bei Niedrigpreisen. In einem solchen Szenario ergeben sich daher zwar weniger negative Preise, dieser Entwicklung stehen für einen Teil des EE-Portfolios aber nicht unerhebliche Ertragsverluste gegenüber, die es zu bewerten gilt. Dieser enerviews stellt eine Rückschau auf die Historie negativer Preise und einen Ausblick auf mögliche zukünftige Entwicklungen vor.

Erlösminderung für Wind- und PV-Parks durch negative Strompreise

Durch §51 EEG 2017 haben negative Strompreise einen wichtigen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von EE-Projekten. Denn nach §51 entfällt für alle Anlagen im EEG-Marktprämienmodell ≥ 0,5 MW und Windenergieanlagen ≥ 3 MW mit Inbetriebnahme ab 2016 die Marktprämie, wenn der Stundenstrompreis im Day-Ahead-Markt für mindestens sechs Stunden in Folge negativ ist. Die Auswirkungen des §51 für sind somit abhängig von der zukünftigen Anzahl und Dauer negativer Spotpreise und in der Projektbewertung erlösmindernd zu berücksichtigen. Seitdem negative Gebote im Spotmarkt zugelassen sind (2008), hat sich die Häufigkeit negativer Stundenpreise deutlich erhöht. Im Gesamtjahr 2017 traten in 145 Stunden negative Preise auf, was rund 1,7% des Jahres entspricht. Damit einhergehend stieg die Zahl der §51-Fälle ebenfalls an – in 2017 auf 86 Stunden, in denen regulatorisch bedingt keine Marktprämie gezahlt wurde. Geht man vereinfachend davon aus, dass eine Windenergieanlage in diesen Stunden in 2017 voll verfügbar war, so entspricht dies einem Ausfall von immerhin rund 4,3% der Jahreserlöse (Annahme: 2.000 Volllaststunden). Die ersten Monate des Jahres 2018 lassen für das laufende Jahr einen erneuten Anstieg gegenüber der Historie erwarten (vgl. Abbildung 1).

Erlösminderung für Wind- und PV-Parks durch negative Strompreise

Die zu beobachtenden Schwankungen in der Häufigkeit negativer Preise zwischen den einzelnen Jahren werden vom Zusammentreffen lastschwacher Tage mit starker erneuerbarer Erzeugung, vor allem aus Windenergie, bedingt. Das erklärt, warum historisch an Wochenenden, Brücken- und Feiertagen deutlich mehr negative Preise auftraten als an Wochentagen. Im Zeitraum 2012 bis 2017 vereinte alleine der Dezember rund 44% aller aufgetretenen §51-Stunden, der Mai nochmals 20%.

Negative Spotpreise haben strukturelle Ursachen

Die Häufigkeit und Dauer negativer Preise schwankt somit kurzfristig, ihre energiewirtschaftliche Ursache und der Grund für ihre historische Zunahme sind jedoch struktureller Natur: Sie entstehen durch das Gebotsverhalten von Marktakteuren, die ihre Erzeugung in bestimmten Zeiträumen zu negativen Preisen im Spotmarkt anbieten. Dies sind einerseits EEG-geförderte Anlagen, welche die Marktprämie preismindernd in ihr Gebot am Großhandelsmarkt einpreisen, da ihr Gesamterlös unter Einbezug der vom Stundenstrompreis unabhängig gezahlten Förderung auch bei (moderat) negativen Preisen positiv ist. Andererseits stammen negative Spotgebote auch von thermischen Kraftwerken, die aufgrund technisch-ökonomischer Nebenbedingungen Strom zu negativen Preisen anbieten.

Bisherige Prognosen gehen von stetig ansteigender Häufigkeit negativer Preise aus

Viele §51-Prognosen – teils auch Szenarien von enervis – gingen bisher davon aus, dass die Häufigkeit negativer Preise und §51-Blöcke weiter ansteigt und langfristig zu einem nicht unerheblichen Anteil negativer Preisstunden führt. Studien für das BMWi sowie den Bundesverband Windenergie kamen 2015 beispielsweise zu dem Ergebnis, dass der Anteil negativer Spotpreise bis zum Jahr 2035 auf 10% der Jahresstunden oder sogar mehr ansteigen könnte. Diese Analyseergebnisse wurden vor allem durch das in den verwendeten Modellen unterstellte Gebotsverhalten geförderter EE-Anlagen bedingt, die aufgrund einer annahmegemäß auch zukünftig noch vorhandenen Marktprämie in zunehmendem Maße negative Spotgebote platzieren. Aber ist dieses Szenario – vor dem Hintergrund der aktuell rapiden Entwicklung von sinkenden EE-Stromgestehungskosten einerseits und absehbar ansteigenden Strommarkterlösen andererseits – weiterhin realistisch? Die aktuellen Entwicklungen erfordern hier eine Neubewertung.

Mögliche Änderungen im EE-Gebotsverhalten reduzieren das Auftreten negativer Preise

Die Einführung von Ausschreibungen für Wind onshore und offshore sowie Photovoltaik hat zu verschärftem Wettbewerb und sinkenden Stromgestehungskosten geführt. In diesem Zusammenhang haben sich die Zuschlagshöhen neuer Wind- und PV-Anlagen gegenüber der Festvergütung vor dem EEG 2017 innerhalb eines guten Jahres um rund 50% reduziert. Aufgrund dieser Entwicklung nähert sich das Vergütungsniveau aus den Ausschreibungen technologieübergreifend dem Marktwert für erneuerbaren Strom an.

Aufgrund der saisonalen Schwankungen der Marktwerte von Wind und PV kann erwartet werden, dass es zuerst in einzelnen Monaten zu einer Überschreitung des anzulegenden Wertes aus dem Marktprämienmodell durch den Strommarkterlös kommt, die monatlich berechnete Marktprämie fällt dann auf 0 €/MWh. Bei weiter sinkenden Zuschlägen und steigenden Markterlösen wird die durch die Marktprämie aufzufüllende Erlöslücke immer kleiner und perspektivisch wird die Förderung über das Marktprämienmodell obsolet (Marktparität). Die Marktparität tritt umso früher ein, je geringer der anlagenspezifische Vergütungssatz (anzulegender Wert) aus dem EEG ist und je stärker bzw. schneller die Strommarkterlöse der EE-Anlagen zukünftig ansteigen.

Mit Eintritt der Marktparität verändert sich das Gebotsverhalten der betroffenen EE-Anlagen grundsätzlich, was vor allem im Hinblick auf negative Preise im Spotmarkt eine Trendwende bedeutet. Denn ab dem Moment, in dem die Förderung durch die Marktprämie entfällt, wird eine EE-Anlage nur noch rein strompreisorientiert eingesetzt. Strom wird also nur erzeugt, wenn in einer Stunde der Strommarkterlös für den EE-Strom über Null liegt, beziehungsweise die variablen Kosten des Betriebes deckt. Liegt der Marktpreis hingegen zu niedrig, wird die Anlage nicht betrieben – dies ist spätestens bei einem Strompreis unter null der Fall. Geht man davon aus, dass diese Einsatzlogik eine zunehmende Menge von EE-Kapazitäten betrifft, da sie aufgrund der Marktparität keine Marktprämie erhalten (bzw. diese auf null fällt), so dämpft dies das Auftreten negativer Preise nachhaltig. Diese Erwartung wird unterstützt von den Ergebnissen der neuen §51-Studie, die mit dem europäischen Strommarktmodell von enervis berechnet wurde.

In einem Szenario mit moderat steigenden Brennstoff- und CO2-Preisen sowie weiter sinkenden EE-Kosten, löst der Strommarkt langfristig das EEG-Vergütungssystem ab. Als Konsequenz werden ab Mitte der 2020er Jahre im deutschen Strommarkt neue EE-Anlagen vorrangig ohne Förderung errichtet und dann rein strompreisorientiert eingesetzt. Die Anzahl und Dauer negativer Preise im Spotmarkt geht dadurch deutlich zurück. Aufgrund der Marktparität kommt es somit zu einem weiteren Zubau von EE-Anlagen, der aber nicht zu mehr, sondern zu weniger negativen Preisen führt. Ähnliches ergibt sich im beschriebenen Szenario auch für die meisten anderen europäischen Strommärkte, vor allem in Südeuropa, wo aufgrund der höheren Strommarkterlöse bereits heute marktgetriebene EE-Investitionen realisiert werden. Geht man hingegen von keinem Anstieg der Strommarkterlöse für Wind und PV aus, tritt eine Marktparität auf absehbare Zeit nicht ein, wie Alternativszenarien von enervis zeigen. Dann stellt sich vielmehr die Frage in welchem Umfang negative Preise auftreten und welche energiewirtschaftlichen Maßnahmen (Speicher, Lastflexibilisierung, Kohleausstieg etc.) einer weiteren Zunahme dieser Negativstunden entgegenwirken. Auch dies liegt im Bereich des Möglichen und muss daher entsprechend quantifiziert und bewertet werden.

Auch weiterhin erleiden EE-Anlagen strompreisgetriebene Ertragsverluste

Kann also davon ausgegangen werden, dass mit dem beschriebenen Szenario einer Durchdringung der Strommärkte mit marktgetriebenen EE-Investitionen, die wirtschaftliche Drohkulisse negativer Preise für die Erneuerbaren-Branche wieder verschwindet? Die Antwort ist ein klares Nein. Denn die deutlich reduzierte Häufigkeit negativer Preise im Spotmarkt in solch einem Szenario bedeutet nicht, dass EE-Anlagen in diesem Umfeld keine Erlöseinbußen mehr zu verzeichnen hätten. Zwar tritt der regulatorische §51-Fall nicht oder nur noch selten ein, die Voraussetzung dafür ist aber die strompreisgetriebene Abregelung einer größeren Zahl von EE-Anlagen, was dort zum Verlust von Volllaststunden führt. Die strompreisgetriebene Vermeidung negativer Preise kann dabei für einen Teil der Anlagen sogar zu höheren Ertragsverlusten führen als durch §51, da in jeder Stunde, in der der Strompreis für die Stromvermarktung nicht attraktiv ist, kein Strom erzeugt wird. Unter §51 wäre dies erst der Fall, wenn Zeiträume von sechs zusammenhängenden negativen Preisstunden erwartet werden. Insofern müssen die Strommarktentwicklung als solche – und nicht nur negative Marktpreise als deren Ergebnis bei der Investition in Wind- und größere PV-Projekte weiterhin analysiert und bewertet werden.

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Dr. Nicolai Herrmann & Tim Steinert

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