Die Behauptung, Windparks könnten unter gesicherten wirtschaftlichen Rahmenbedingungen arbeiten, befänden sich sogar in einem besonderen Schutzraum, da sie nicht ihre Erlöse fürchten müssten, hat nie gestimmt und stimmt erst recht nicht in Corona-Zeiten.
Aber abgesehen davon, dass Windparks unter stark wechselnden Windangeboten zu leiden haben, müssen Windparks, die ab 2016 in Betrieb gegangen sind, auf erhebliche Erlöse dann verzichten, wenn an der Strombörse mindestens sechs Stunden nacheinander negative Strompreise aufgetreten sind. In diesen Fällen fällt der anzulegende Wert auf Null, die Netzbetreiber zahlen für diese Einspeisung die Marktprämie nicht mehr aus.
Betreiber müssen bei Direktvermarktungsverträgen vorsichtig sein
Die meisten Direktvermarktungsverträge sehen vor, dass der Marktwert für die Einspeisung in diesen Zeiträumen ausgekehrt wird, und das aus gutem Grund, sind diese Phasen doch bei der Ermittlung des Monatsmarktwertes bereits eingepreist. Diese Praxis ist also logisch und rechtlich geboten.
Bei einigen Direktvermarktungsverträgen wird jedoch diese Auszahlung ausgeschlossen, worauf zu achten ist. Leider ist das in einigen Verträgen derart verschlagen formuliert, dass die Betreiber nicht notwendig merken, worauf sie verzichten. Immerhin können das bei 1 Mio. kWh knapp 30 TEuro sein, auf die die Betreiber verzichten, bei einem Marktwert von ca. 3 Cent / kWh. Weitere 50-60 TEuro sind eh futsch, da der Netzbetreiber die Marktprämie nicht auszahlt. Das sind wohlgemerkt die exemplarischen Werte aus einem Windpark mit neun Anlagen der Drei-Megawatt-Klasse an einem Binnenlandstandort aus dem Jahr 2018.
Anstieg negativer Strompreise
Diese Zahlen haben sich im Jahr 2020 deutlich erhöht, da bedingt durch den deutlich geringeren Strombedarf und die hohe Windeinspeisung im Februar die Phasen negative Strompreise massiv angestiegen sind. Statt einer Mio. kWh hat der Beispielwindpark im ersten Halbjahr 2020 bereits knapp 1,9 Mio. kWh verloren, also immerhin Erlöse in Höhe von rd. 124 TEuro. Die Vergütungen aus dem Direktvermarktungsvertrag lagen bei rd. 30 TEuro. Durch den deutlich gesunkenen Marktwert 2020 erhöhen sich die Verluste also überproportional, während die Erstattung des Direktvermarkters auf dem Niveau von 2018 bleibt.
Solche Vergleiche zeigen, dass die im Jahr 2018 noch unproblematische Regelung zu negativen Strompreisen im Jahr 2020 bereits zu merklichen Verwerfungen geführt hat. Wenn aber die Zahlung des Marktwertes auch bei negativen Strompreisen eine so geringe Relevanz hat, warum nicht darauf verzichten?
Manche Direktvermarkter zahlen dafür, dass sie einen Windpark vermarkten
An dieser Stelle wird’s interessant.
Direktvermarkter bieten im Gegenzug eine bessere Vergütung; in manchen Fällen zahlt der Direktvermarkter sogar dafür, dass er den Windpark vermarktet. Das ist vor allem dann der Fall, wenn dessen Einspeiseprofil sein Wirtschaftsmodell stützt, also tendenziell dann eingespeist wird, wenn die Preise hoch sind, und nicht eingespeist wird, wenn sie tendenziell niedrig sind.
Um nun Direktvermarktungsverträge mit und ohne Erstattung bei negativen Strompreisen (nach § 51 EEG 2017) besser bewerten zu können, müssen verschiedene Eckdaten betrachtet und einige Annahmen getroffen werden. Die wichtigsten sind dabei, wie hoch der Anteil negativer Strompreise in Zukunft wird, wie hoch die Erstattung des Direktvermarkters in diesen Perioden ist, wie hoch also der Marktwert sein wird und welche Kosten resp. Erlöse aus der Direktvermarktung generiert werden.
Verlorenen Vergütung
Die Zahlen aus dem o.g. Beispielwindpark zeigen einen deutlichen Anstieg der betroffenen Einspeisung von 2018 bis 2020. Lag das Niveau 2018 noch bei 1,9 Prozent der Gesamteinspeisung, stieg der Wert bereits 2019 auf über vier Prozent, um zum Halbjahr 2020 bereits bei knapp 6,6 Prozent zu liegen. Die verlorenen Erlöse stiegen von gut 1 Prozent in 2018 über 2,2 Prozent in 2019 auf 2,5 Prozent zum 30.6.2020. Die Differenz zwischen verlorenen Erlösen und nur teilvergüteter Einspeisung geht auf die Schwankungen des Monatswerts und die Höhe der vergüteten Einspeisung zurück. Dass der Anstieg an der verlorenen Vergütung in 2020 nicht noch höher war, lag am guten Monat Februar, der zwar viele Stunden negativer Strompreise hatte (etwa die Hälfte von 150 Stunden, die bislang in 2020 aufgetreten sind) und einen äußerst niedrigen gewichteten Monatswert (in dem die Stunden negativer Strompreise berücksichtigt sind), aber eben trotzdem noch hohe Vergütungen brachte. Wenigstens das!
Um Direktvermarktungsangebote besser einschätzen zu können, müssen Betreiber also nicht nur die Direktvermarktungskosten, sondern auch die Behandlung der negativen Strompreise betrachten. Außerdem müssen sie Annahmen treffen, wohin sich negative Strompreise und - eng verbunden damit – der Marktwert entwickelt. Der fällt nämlich in der Regel dann, wenn die Stunden negativer Strompreise zunehmen.
Begehrlichkeiten bitte bremsen
Soll heißen: Vorsicht bei zu guten Preisen, Begehrlichkeiten bitte bremsen. Gute Direktvermarktungs-Preise können sich schnell zum Nachteil des Betreibers wenden, wenn die Rahmenbedingungen sich nicht wie gewünscht entwickeln. Selbst eine Differenz von 85 Cent / MWh bei den Direktvermarktungskosten ist schnell aufgezehrt, wenn es zu viele Verluste bei den negativen Strompreisen gibt.
Die Wirtschaftlichkeit kippt nämlich – wenn man die Zahlen aus dem Beispielwindpark und den vergangenen zweieinhalb Jahren zugrunde legt – dann zu Gunsten des auf den ersten Blick deutlich schlechteren Anbieters, wenn ein Wert von ca. 3,5 Prozent der Einspeisung erreicht wird, der unter die Regelung zu den negativen Strompreisen fällt. Dann fährt der Betreiber mit dem Anbieter besser, der den schlechteren Wert bei den Kosten hat, wenn der den Marktwert für die gesamte Einspeisung zahlt. 3,5 Prozent liegt aber noch unter den Werten, die im Beispielwindpark im Jahr 2019 erreicht wurden. Über das Jahr 2020 reden wir lieber nicht. Das kann einem nur die Laune verhageln.
Autor: Walter Delabar, Geschäftsführung REZ Regenerative Energien Zernsee GmbH & Co. KG in Berlin und Erkelenz
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