Aufteilung der Strompreiszone Deutschland-Österreich ab 2018: mehr negative Preise, mehr EEG-§51-Verluste

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    Treten negative Strompreise für mindestens 6 Stunden am Stück auf, so erhalten EEG-Anlagen für diese Zeiträume keine Marktprämie. Diese Regelung fand sich schon im EEG 2014 für Anlagen ≥ 500 kW und Windenergieanlagen (WEA) ≥ 3 MW mit Inbetriebnahme ab 2016. Das EEG 2017 hält daran fest, mit dem Änderungsgesetz zum EEG vom 16.12.2016 wurde aber zusätzlich die (Wieder-)Einführung der Verklammerung beschlossen, die dazu führt, dass §51 faktisch auch für WEA < 3 MW in einem Windpark gilt.
     
    Sorgen bereitet EEG-Investoren aber vor allem die geplante Aufteilung der Strompreiszone Deutschland-Österreich. Hierdurch entstehen zukünftig zwangsläufig mehr negative Preise und damit auch mehr §51-Verluste. Der jetzt erfolgte Beschluss der Bundesnetzagentur, die einheitliche Strompreiszone aufzulösen und eine Engpassbewirtschaftung einzuführen, geht auf eine Initiative des europäischen Regulierungsverbands ACER zurück. Dieser hatte Deutschland und Österreich zur Auftrennung der seit 2001 bestehenden einheitlichen Preiszone aufgefordert, um zunehmende Netzprobleme in Polen und Tschechien aufgrund deutscher Stromexporte zu adressieren. Die BNetzA will diese Auftrennung zum Winter 2018/2019 umsetzen.
     
    Energiewirtschaftlich bedeutet die Einführung der Engpassbewirtschaftung eine Begrenzung des Stromflusses nach Österreich. Der Engpass kommt dann vor allem in Zeiten hoher EE-Erzeugung in Deutschland zum Tragen. Treffen niedrige Nachfrage sowie viel und günstige Einspeisung aufeinander und sind zeitgleich die Exportkapazitäten ausgereizt, so entstehen häufig negative Strompreise. Szenarioberechnungen mit dem enervis-Strommarktmodell bestätigen, dass durch die reduzierte Netzkuppelkapazität an der deutschen Südgrenze die Häufigkeit und Dauer des §51-Falls zukünftig zunehmen wird. Eine Flexibilisierung des Kraftwerksparks und der strommarktgetriebene Einsatz von Speichern kann diese Steigerung anteilig dämpfen – gegenüber der bisherigen Situation eines unbegrenzten Stromhandels mit der Alpenrepublik sind aber definitiv mehr negative Preise und mehr §51-Verluste zu erwarten.
     
    Die aktuelle §51-Studie von enervis quantifiziert die zu erwartenden Erlösverluste von Windprojekten im Detail anhand stundenscharfer Einspeiseprofile aus drei Strommarktszenarien bis zum Jahr 2040. Damit lassen sich die wirtschaftlichen Einflüsse des §51 und der anstehenden Aufteilung der Strompreiszone Deutschland-Österreich für Windprojekte fundiert bewerten.
     
    enervis energy advisors GmbH ist eine Unternehmensberatung mit mehr als 15 Jahren Erfahrung in der Beratung von Strom- und Gasversorgern sowie Investoren und Betreibern von erneuerbaren und konventionellen Kraftwerken und Speichern. Unser Beratungsschwerpunkt sind modellgestützte Marktanalysen und energiewirtschaftliche Optimierungsfragen.
     
    Für die Windbranche bietet enervis Leistungen im Bereich Projektbewertung und -prüfung, Due Diligence, Marktwertanalysen (Erlösgutachten und Marktwertatlas) sowie ein Auktionsmodell für die Ausschreibungen nach EEG 2017 an.
    (Anmerkung der pv magazine-Redaktion: pv magazine hat umfangreich über die Einschätzung der 6-Stunden Regel berichtet. SieheArtikel: Was wird Solarstrom wert sein?)

     
    PRESSE-KONTAKT
    Dr. Nicolai Herrmann (nicolai.herrmann@enervis.de)
    Dipl. Ing. Eckhard Kuhnhenne (eckhard.kuhnhenne@enervis.de)
     
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