§ 24 EEG: Wie viel Ausfall jetzt noch droht

08.01.2016 | Druckvorschau

EEG 24, Vergütungsausfallphasen bei Negativstrompreis | Historische Häufigkeit der von §24 (theoretisch) betroffenen Stunden am Beispiel der Jahre 2012 bis 2015.
<span class="bold">Linke Y-Achse: </span>So viele Stunden des Jahres befand sich der Strompreis an der Börse in mindestens sechs Stunden lang währenden Zeitblöcken dauerhaft im negativen Bereich.
<span class="bold">Rechte Y-Achse/blaue Karos:</span> So viel in Prozent fielen die Sechs-und-mehr-Stunden-Phasen mit negativem Strompreis des Day-Ahead-Marktes mit einem zeitgleichen ununterbrochenen Negativstrompreis am Intradaymarkt zusammen. - © enervis energy advisors GmbH — © enervis energy advisors GmbH

EEG 24, Vergütungsausfallphasen bei Negativstrompreis | Historische Häufigkeit der von §24 (theoretisch) betroffenen Stunden am Beispiel der Jahre 2012 bis 2015. Linke Y-Achse: So viele Stunden des Jahres befand sich der Strompreis an der Börse in mindestens sechs Stunden lang währenden Zeitblöcken dauerhaft im negativen Bereich. Rechte Y-Achse/blaue Karos: So viel in Prozent fielen die Sechs-und-mehr-Stunden-Phasen mit negativem Strompreis des Day-Ahead-Marktes mit einem zeitgleichen ununterbrochenen Negativstrompreis am Intradaymarkt zusammen.

Die seit 1. Januar geltende Regel, dass Windparks für Ihre Einspeisung bei anhaltend negativen Strompreisen aufgrund eines zu großen Stromangebots keine Vergütung bekommen, wird entschärft. Eine erste Risikoabschätzung über die zwar deutlich verminderten, aber dennoch verbliebenen Risikozeiten liefert dieser exklusiv für ERNEUERBARE ENERGIEN geschriebene Expertenaufsatz.

Seit dem 1.1.2016 gilt der Paragraf 24 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Er bestimmt, dass für alle neuen Windenergieanlagen in Zeiträumen, in denen an der Strombörse negative Preise für eine Dauer von sechs Stunden oder länger eintreten, keine EEG-Vergütung gezahlt wird. Hierin liegen nicht unerhebliche wirtschaftliche Risiken. Die Windbranche war in Bezug auf die Auswirkungen des §24 EEG daher zu Recht verunsichert. Befürchtungen zu den Auswirkungen reichten bis zu einer kompletten Unwirtschaftlichkeit zukünftiger Windprojekte. Der aktuelle Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) sieht nun eine Anpassung des Paragrafen vor, welche die negativen Auswirkungen voraussichtlich dämpft, die Regelung jedoch nicht abschafft. Die genaue Analyse belegt, dass damit weiterhin eine Bewertung der Risiken für Windprojekte notwendig ist.

Hintergrund des §24 EEG

§24 des EEG 2014 regelt, dass Windprojekte mit Inbetriebnahme ab 1.1.2016 keine Marktprämie in Zeiten erhalten, in denen die Strompreise an der Strombörse EPEX für 6 Stunden oder länger ununterbrochen negativ sind. Dieser zeitweise Stopp der Marktprämienauszahlung geht im Kern auf Vorgaben der Europäischen Union (EU) zum Beihilferecht zurück. In Verbindung mit der sogenannten Verklammerung von Windenergieanlagen (§32 EEG) fallen nahezu alle Windprojekte unter den §24.

Dabei war im EEG bisher nicht eindeutig definiert, welche Strompreise negativ sein mussten, damit die Regelung des §24 ausgelöst wird. Nahezu alle Marktakteure gingen davon aus, dass sich die Regelung auf den vortägigen Stromhandel bezieht, den sogenannten Day-Ahead-Markt. Dies war auch Grundlage der bisher dazu vorliegenden energiewirtschaftlichen Studien. Mit ihrem aktuellen Kabinettsbeschluss hat die Bundesregierung diese Interpretation nun verändert. Der Gesetzentwurf sieht folgende Ergänzung des §24 vor: „Der Wert eines Stundenkontraktes […] ist negativ, wenn für die betreffende Stunde jeweils der Wert in der vortägigen Auktion am Spotmarkt und der volumen-gewichtete Durchschnitt der Preise aller Transaktionen im kontinuierlichen untertägigen Handel am Spotmarkt negativ sind“. Im Klartext: nur wenn die Preise am Day-Ahead- und am Intra-Day-Markt gleichzeitig mindestens sechs Stunden in Folge negativ sind, kommt es zum Wegfall der Marktprämie.

Auswirkungen der Anpassung auf die Häufigkeit von §24-Blöcken

Doch welche Risiken bleiben nach dieser Korrektur am §24? Eine Auswertung historischer Day-Ahead- und Intra-Day-Preise lässt auf eine deutliche Dämpfung des Erlösrisikos schließen.

Nachfolgende Abbildung zeigt die Anzahl der theoretisch von §24 betroffenen Stunden vom 1.1.2012 bis 31.12.2015:

Anhand der historischen Strompreise des Jahres 2015 analysiert, bedeutet dies:

2015 addierten sich die mindestens sechs Stunden dauernden Phasen mit ununterbrochen negativen Börsenstrompreisen am Day-Ahead-Markt auf insgesamt 56 Stunden (linke Balken). Ohne die Korrektur am §24 wäre dieser Wert ausschlaggebend für die Berechnung des erwarteten Erlösausfalls gewesen.

Im Intra-Day-Markt traten 97 Stunden auf, die nach der neuen Definition des §24 ebenfalls relevant werden (mittlere Balken).

Weil nun aber nur noch die Stunden relevant sein sollen, in denen sowohl beide Märkte zeitgleich negative Preise über mindestens sechsstündige Blöcke aufwiesen, verbleiben in 2015 nur 19 Stunden in denen §24 gegolten hätte (rechte Balken). Diese Schnittmenge entspricht rund einem Drittel der negativen Sechsstundenblöcke im Day-Ahead-Markt (Schnittmenge in Prozent auf rechter Seite der Y-Achse, siehe blaue Raute).

Historisch nahm die Häufigkeit negativer Sechsstundenblöcke am Day-Ahead-Markt seit 2013, am Intra-Day-Markt seit 2012 von Jahr zu Jahr kontinuierlich zu. Dies gilt allerdings nicht für die Schnittmenge beider. Von 2012 bis 2015 schwankte die Menge der zeitgleichen Negativphasen von Jahr zu Jahr stark. Daran zeigt sich ein zentraler Nachteil der an der ansonsten durch die Windbranche zu begrüßenden Entschärfung des §24: Die Prognose der Häufigkeiten von §24-Stunden wird durch die Verknüpfung von Day-ahead- und Intra-Day-Markt schwieriger, die Berechnung zukünftiger Erlösverluste unsicherer. So hat unter anderem die Prognoseungenauigkeit der Direktvermarktung – die sich vor allem im Intra-Day-Markt auswirkt – einen großen Einfluss auf die Häufigkeit und das Zusammenfallen negativer Preise in beiden relevanten Strommärkten.

Fazit: Das §24-Risiko wird gedämpft, aber nicht beseitigt

Die im Kabinettsentwurf enthaltene Klarstellung der §24-Regelung dämpft die Risiken für die Windbranche: kurzfristig treten Vergütungsausfälle durch negative Strompreise weniger häufig auf, als dies bisher erwartet wurde. Und auch langfristig gilt: Das Risiko ist zwangsläufig geringer, als wenn alleine die Preise des Day-Ahead-Marktes Auslöser für §24 sind. Alles unter der Voraussetzung, dass der vorliegende Kabinettsentwurf noch Gesetz wird.

Dennoch darf das verbliebene Risiko nicht unterschätzt werden – vor allem in seiner langfristigen Auswirkung. So zeigen verschiedene langfristige Strommarktmodellierungen unter anderem von Enervis, Energy Brainpool und Fraunhofer ISI durchweg eine Zunahme negativer Strompreisen über die kommenden Jahre und Jahrzehnte, wobei die Häufigkeit der Sechsstundenblöcke je nach Studie unterschiedlich ist.

Wie können Investoren und Betreiber mit dieser Situation umgehen? Geeignete Risikomanagementstrategien sollten insbesondere folgende Punkte berücksichtigen:

Risikoabschläge in Wirtschaftlichkeitsberechnungen ansetzen: Die Erlösrisiken des §24 sollten in den Renditeberechnungen durch Variationen in ihrer Wirkung abgeschätzt werden.

§24 in vertragliche Regelungen mit Direktvermarktern aufnehmen: Hier gilt es, eine angemessene Risikoteilung zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter zu finden, die gleichzeitig den Vermarktern eine effiziente Gebotsstrategie bezüglich des §24 ermöglicht.

Bewertung von „§24-Versicherungsprodukten“: Einige Marktakteure bieten mittlerweile Versicherungen an, die Anlagenbetreiber gegenüber Erlösausfällen durch die §24-Regelung absichern.

Autoren: Dr. Nicolai Herrmann und Eckhard Kuhnhenne-Krausmann (beide enervis, Berlin)

Veranstaltung zum Thema: Enervis-Forum mit weiteren Informationen zum künftigen Strommarkt am 18.2.