Juni 2019

190606

ENERGIE-CHRONIK


 


Seit Inkrafttreten der revidierten Sechs-Stunden-Regel im EEG 2017 sind für die betroffenen Anlagenbetreiber an 29 Tagen mit 243 Stunden die EEG-Vergütungen entfallen. Dabei traten die Negativpreise meistens an zwei oder gar vier Tagen hintereinander auf. Wegen dieser Überschneidungen entfallen auf die einzelnen Tage oft weniger als sechs Ausfallstunden.
Quelle: netztransparenz.de

19 Stunden lang Negativpreise für Strom am Pfingstsonntag

Die Preise für Stromlieferungen im vortägigen Handel an der Epex Spot waren am 8. Juni 19 Stunden lang negativ. Wegen der schwachen Nachfrage am folgenden Pfingstsonntag, den hohen Einspeisungen aus Solar- und Windkraftanlagen und der mangelnden Flexibilität der konventionellen Kraftwerke mussten für eine Megawattstunde bis zu 90 Euro Zuzahlung geleistet werden, um sie überhaupt loszuwerden. Üblicherweise würde ein Megawattstunde um die 35 Euro kosten.

Der Absturz in den Negativbereich begann am Samstag um null Uhr und dauerte bis 19 Uhr. Im vortägigen Handel am Pfingstsonntag und -montag blieben die Preise dagegen im positiven Bereich. Der vortägige Handel an der Epex Spot findet täglich um 15 Uhr statt, auch an Sonn- und Feiertagen.

Für Wind- und Solarstrom entfällt die Vergütung komplett

Damit entfielen in diesen 19 Stunden für die Betreiber größerer Windkraft- und Solaranlagen die Marktprämien oder Festvergütungen, die sie normalerweise für ihre Einspeisungen erhalten hätten: Nach § 51 des seit 2017 geltenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sinken die Vergütungen auf null, wenn die Spotmarkt-Preise in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ sind. Ausgenommen sind Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 3 MW und sonstige Anlagen mit weniger als 500 Kilowatt. Praktisch betroffen ist also vor allem die fluktuierende Einspeisung aus größeren Wind- oder Solaranlagen.

Sechs-Stunden-Regel begünstigt konventionelle Kraftwerke

Die Sechs-Stunden-Regel wurde erstmals mit einer Novellierung des EEG eingeführt, die im August 2014 in Kraft trat. Sie galt aber zunächst nur für neue Anlagen, die ab 2016 in Betrieb gingen. Diese Beschränkung entfiel dann mit der ab 2017 geltenden EEG-Novellierung (161209). Nutznießer sind die Betreiber konventioneller Kraftwerke. Diese müssten eigentlich dem fluktuierend anfallenden Wind- und Solarstrom den Vorrang einräumen, indem sie ihre regelbare Erzeugung auf das technisch notwendige Mindestmaß reduzieren. In der Praxis wird aber keineswegs so verfahren (170404).

Die negativen Preise an der Strombörse gibt es schon seit 2009. Die Übertragungsnetzbetreiber mussten deshalb bei der neu eingeführten Verramschung des EEG-Stroms über die Börse jeder Megawattstunde noch bis zu 500 Euro hinterherwerfen (091201), bevor ihnen gestattet wurde, diesen Zwangsverkauf zu Lasten der Stromverbraucher ab einem Minuspreis von 150 Euro zu stoppen (130216).

Windmüller müssen pro Megawatt auf 54.000 Euro verzichten

Die Beratungsfirma Energy Brainpool veröffentlichte im November 2017 eine Kurzstudie, wonach ab 2016 in Betrieb genommene Windkraftanlagen wegen dieser Regelung auf etwa 1,4 Prozent der Erlöse verzichten mußten. Bei Solaranlagen waren es 0,3 Prozent. Die Tendenz sei steigend. Über den gesamten Vergütungszeitraum von zwanzig Jahren hinweg ergebe sich so für Windkraftanlagen ein Verlust von 54.000 Euro und für Solaranlagen von 13.000 Euro pro Megawatt installierter Nennleistung. Die deutlich höheren Verluste von Windkraftanlagen seien damit zu erklären, dass sie ihre Leistung auch nachts und damit zu nachfrageschwachen Zeiten einspeisen, während Photovoltaik-Anlagen nur tagsüber produzieren und das Maximum um die Mittagszeit erreichen, wenn der Stromverbrauch besonders hoch ist.

 

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