Erfolgreiche Ernte, wenn die anderen Windräder stillstehen

Nicole Weinhold

Matthias Stark, Head of Engineering in der Gewi AG, über Chancen für eine erfolgreiche Windstromvermarktung. Er gestaltet das neue BWE-­Seminar „Energiewirtschaft verstehen – Strategien für die Vermarktung von EE-Strom“, das vom 15. bis 16. Mai und vom 3. bis 4. September stattfindet.

Welchen Einfluss hat § 51 EEG – Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen – auf die Windstromvermarktung?

Matthias Stark: Einen durchaus beachtlichen. Dieser Effekt wird deutlich zunehmen, weil wir bei steigender installierter Leistung an Wind und PV immer häufiger ein Überangebot am Strommarkt zu bestimmen Zeiten haben werden. Im vergangenen Jahr hatten wir, trotz schlechtem Windjahr, über 130 Stunden mit negativen Strompreisen, in denen 2,5 Prozent der Windstrommenge – berechnet aus der Online-Hochrechnung der ÜNB – lagen. Allein in den ersten drei Monaten dieses Jahres haben wir bereits zwei Drittel der Anzahl negativer Strompreise des vergangenen Jahres erreicht.

Das heißt, aufgrund des sehr guten Windangebots Anfang des Jahres hatten wir eine sehr hohe Anzahl negativer Stunden, von denen allerdings nicht alle §51-Fälle waren. Hintergrund ist, dass nicht jede negative Stunde unter den Paragrafen 51 fällt, sondern nur die, die über mindestens sechs Stunden am Stück negative Strompreise hatten. Es wird daher für die Anlagenbetreiber immer wichtiger, darauf zu achten, dass der Direktvermarkter in dem Zeitfenster des § 51 EEG 2017 den Marktwert an ihn auszahlt. Dadurch kann ein Teil der fehlenden Förderung durch das EEG kompensiert werden.

Was bedeutet die Entwicklung für einen Betreiber?

Matthias Stark: Für einen Betreiber haben diese Einschnitte bei den Einnahmen einen erheblichen Effekt auf die Wirtschaftlichkeit – in Auktionsverfahren müssen diese schwer prognostizierbaren Einschnitte mit kalkuliert werden und machen den Strom aus Wind und PV damit nur teurer. Ganz entscheidend ist dies aber auch für Altanlagen im Weiterbetrieb, da bei solchen Anlagen schon jede Stunde mit negativen Preisen einen Einschnitt in ihre Wirtschaftlichkeit bedeutet.

Und in den nächsten Jahren könnte sich die Anzahl negativer Preise deutlich erhöhen. Es sei denn, wir schaffen Flexibilitäten wie Speicher und Lastmanagement, aber auch die Sektorenkopplung. Der Betreiber muss die Erlösausfälle durch den § 51 EEG 2017 und die weitere gesetzgeberische Entwicklung hierzu im Blick behalten.

Wie muss die Anlage aussehen, die börsenstrompreisoptimiert Strom erzeugt?

Matthias Stark: Je höher die Nabenhöhe der Anlagen, desto besser für die Anlagenbetreiber. Es wird mehr Strom produziert und durch das erhöhte, bessere Winddargebot realisiert man eine Vereinheitlichung der Einspeisung. Mit einer entsprechenden Schwachwindanlage lässt sich zusätzlich ein solches besseres Winddargebot an windschwächeren Standorten optimal nutzen. Dies bezieht sich nicht nur auf die produzierte Strommenge, sondern im Süden Deutschlands auch direkt auf den Marktwert, weil diese Anlagen nicht mehr so einspeisen wie der Durchschnitt aller Anlagen in Deutschland. So speisen solche Anlagen auch zu Zeiten ein, in denen es weniger Angebot an der Strombörse gibt und somit die Strompreise relativ hoch sind.

Wird sich das in nächster Zeit ändern?

Matthias Stark: Im Lebenszyklus einer Anlage verschlechtert sich der Marktwert technologie­bedingt. Altanlagen, die in hohem Maße laufen, wenn alle Anlagen laufen und damit einen niedrigen Marktwert haben, verlassen heute den Markt und Neuanlagen bestimmen den Marktwert.

Schwachwindanlagen mit hohen Nabenhöhen in Deutschland versprechen aktuell einen guten Marktwert, weil sie gegenüber den älteren Anlagen früher anfangen, Strom zu produzieren, und somit auch zu Zeiten hoher Marktpreise einspeisen. Zusätzlich zum Marktwertgewinn wird aufgrund der mehr produzierten Strommengen und Erreichen der Nennleistung schon bei etwas über 10 m/s der Netzanschluss besser ausgenutzt. Denn dieser wird unabhängig davon, wie häufig die Nennleistung erreicht wird, für die Nennleistung der Windenergieanlagen ausgelegt.

Vor ein paar Jahren hieß es, wir brauchen nicht immer größere Generatoren, weil die kaum ausgelastet werden. Ist das in Vergessenheit geraten?

Matthias Stark: Wir brauchen definitiv mehr gleichmäßige Einspeisung – höhere Volllaststunden. Ich habe das für einen guten und einen mittel­mäßigen Standort über jeweils ein Jahr berechnet – unter der Annahme, dass bei gleichem Rotor nur die Nennleistung vergrößert wird. Zum Einsatz kam eine 2,9-MW-Maschine gegen eine 4,8-MW-Maschine. Die Anlagen mit der deutlich höheren Leistung brachten weniger als zehn Prozent mehr Ertrag. Wir verlieren zwar ein paar Prozent der Einspeisung bei einer leistungsschwächeren Anlage, aber dafür haben wir das Netz besser ausgenutzt. Und wir haben eine gleichmäßigere Einspeisung. Beides sind entscheidende Punkte für die erfolgreiche Energiewende.

Könnte es vorteilhaft sein, in Süddeutschland eine Anlage ans Netz zu bringen?

Matthias Stark: Definitiv. Das hat Vorteile für den Marktwert und die Netzintegration. Wenn ich die Anlage im Süden aufbaue, kann ich eine PV-Wind-­Optimierung erreichen. Die beiden Technologien sind häufig antizyklisch und nehmen sich damit das Netz nicht weg. Deswegen ist es gut, die Windkraft auch im Süden aufzubauen. Wirtschaftlich ist es dadurch lukrativ, dass man eher Chancen hat, dann einzuspeisen, wenn der Strompreis für den Wind besser ist, weil nicht unbedingt gleichzeitig in Nord- und Süddeutschland Wind weht. Das wirkt sich positiv auf den Marktwert aus. Im Januar 2017 mit seinen Ex­tremen lag in der Transnetz-BW-Zone in Baden-Württemberg der Marktwert ca. acht Euro höher pro Megawattstunde als in der 50-Hertz-Zone.

Das Thema wurde von den Betreibern erkannt. Einige von ihnen würden gern auch in Bayern oder Baden-Württemberg mehr Projekte aufbauen, aber die Politik bremst hier. Durch die 10H- oder andere Regelungen sind die Möglichkeiten für Wind im Süden leider begrenzt.

Was müsste sich ändern, um die Konzentration in der Produktion aufzulösen?

Matthias Stark: Volllaststundenoptimierung wäre eine Möglichkeit. Wenn man sagen würde: Jede Anlage, die künftig mehr als 3.000 Volllaststunden liefert, bekommt einen Bonus, dann würde das nicht nur für die Betreiber positiv sein, sondern vor allem auch der Energiewende durch die bessere Netz­integration helfen. Um zu verhindern, dass dann eine Konzentration nur auf die besten Standorte Deutschlands stattfindet, müsste man die 3.000 Volllaststunden allerdings in den einzelnen Regionen leicht mit einem Korrekturfaktor anpassen.

Diese Regelung würde anregen, dass die Generatoren im Vergleich zur Rotorfläche kleiner dimensioniert werden und dass es zu einer Vereinheitlichung der Einspeisung kommt. Der Nachteil ist auf der anderen Seite, dass man auf Erträge verzichtet. Bei über 3.000 Volllaststunden müsste man an einem normalen Standort schon davon ausgehen, dass man eine Vielzahl von Spitzen abschneidet. Es macht allerdings aus Netz- und Marktsicht Sinn, einen Anreiz zu schaffen für Anlagen, die deutlich mehr als 3.000 Volllaststunden erzeugen.

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