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Negative Strompreise für 6 Stunden oder länger, wird für diese Zeiträume keine Marktprämie gezahlt.

erste akkreditierte Inspektionsstelle für Schutzprüfungen und Konformitätsbewertungen / Foto: HB

Neuer Name, altes Problem: §51 EEG 2017 zementiert Drohpotenzial negativer Strompreise

(WK-intern) – Treten negative Strompreise für 6 Stunden oder länger am Stück auf, wird für diese Zeiträume keine Marktprämie gezahlt.

Dies war bereits im §24 EEG 2014 für alle WEA ≥ 3 MW und andere Anlagen ≥ 500 kW mit Inbetriebnahme ab Anfang 2016 so festgelegt.

Die Branche hatte im Zuge der diesjährigen EEG-Novellierung auf Änderungen bei dieser Regelung gehofft, wurde aber enttäuscht: der Vergütungsentzug bleibt auch im EEG 2017 bestehen und firmiert jetzt unter § 51 – neuer Name, altes Problem sozusagen. Eine zwischenzeitlich geplante Risikodämpfung durch Verknüpfung mit dem Intra-Day-Markt findet sich im verabschiedeten Gesetz nicht. Lediglich die Verklammerung von WEA zur Berechnung der 3-MW-Grenze ist entfallen.

Phasen negativer Preise treten bereits heute auf: in 2015 waren z.B. bereits rund 1,5% der Jahresstunden an der EPEX Spot negativ. In Zukunft werden diese Situationen häufiger erwartet. Aber wie häufig und wie ist die Windenergieerzeugung davon betroffen? Diese Frage ist zentral für die Einschätzung des §51-Erlösrisikos, das Investoren, Finanzierer und Planer für die nächsten 20 bis 30 Jahre bewerten müssen.

Hierfür sind energiewirtschaftliche Modellberechnungen notwendig, welche aktuelle und erwartete Marktbedingungen abbilden. Auf Basis aktueller Marktdaten und der neuen Regeln des EEG 2017 und des Strommarktgesetzes hat das Beratungsunternehmen enervis daher angepasste energiewirtschaftliche Modellrechnungen zum §51 durchgeführt. Dabei wurden Vorgaben zur Flexibilisierung des Strommarktes sowie Szenarien zur europäischen Vernetzung der Strommärkte untersucht. Die Studie zeigt: grundsätzlich nimmt die Häufigkeit von negativen Preisen und Stunden unter §51 langfristig zu. Dabei haben die Austauschkapazitäten mit den Nachbarländern großen Einfluss auf Häufigkeit und Länge negativer Strompreise.

Sollte z.B. die heute einheitliche deutsch-österreichische Preiszone aufgeteilt werden, wie es u.a. der europäische Reguliererverband ACER fordert, ergeben sich deutlich mehr negative Preise im verbleibenden deutschen Strommarkt.

Allein die Zahl negativer Preise gibt jedoch nur einen ersten Anhaltspunkt für die Risikobewertung für Windenergie. Die §51-Studie von enervis quantifiziert daher die zu erwartenden Erlösverluste von Windprojekten im Detail anhand stundenscharfer Einspeiseprofile. Damit lassen sich die zukünftigen wirtschaftlichen Einflüsse des §51 auf Windprojekte fundiert berechnen.

Hintergrundinformationen zu enervis:

enervis energy advisors GmbH ist eine Unternehmensberatung mit 15 Jahren Erfahrung in der Beratung von nationalen und internationalen Strom- und Gasversorgern auf allen Ebenen der Energiewirtschaft sowie von energieintensiven Industriezweigen, Interessenverbänden und Kommunen. Ein Beratungsschwerpunkt sind modellgestützte Marktanalysen.

Für die Windbranche bietet enervis Leistungen im Bereich Projektbewertung und -prüfung, Due Diligence, Projektentwicklung und Marktwertanalysen (Erlösgutachten und Marktwertatlas) an. Das Beratungsspektrum umfasst außerdem die Marktbeobachtung und -analyse, die Entwicklung von Marktstrategien und deren Umsetzung in entsprechenden Geschäftskonzepten inklusive der Entwicklung von rechnergestützten Analysemodellen.

PM: enervis energy advisors GmbH

Neuer Name, altes Problem: §51 EEG 2017 zementiert Drohpotenzial negativer Strompreise / Foto: HB

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