Neues zum §24 EEG im Referentenentwurf Strommarktgesetz
Seit dem 01.01.2016 gilt der §24 EEG. Er bestimmt, dass dann für alle neuen Windenergieanlagen keine EEG-Vergütung gezahlt wird, wenn an der Strombörse negative Preise für eine Dauer von sechs Stunden oder länger eintreten. Hierin liegen nicht unerhebliche wirtschaftliche Risiken. Die Windbranche war in Bezug auf die Auswirkungen des §24 daher zu Recht verunsichert, Befürchtungen zu den Auswirkungen des §24 gingen bis hin zu einer kompletten Unwirtschaftlichkeit von zukünftigen Windprojekten. Der aktuelle Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) sieht nun eine Anpassung des §24 EEG vor, welche die negativen Auswirkungen voraussichtlich dämpft, die Regelung jedoch nicht etwa abschafft. Macht die Politik mit dem §24 also zuerst aus einer Mücke einen Elefanten und schrumpft diesen nun direkt wieder zur Mücke? Das Beratungsunternehmen enervis antwortet.
Foto © Dieter Fichtner, Agentur Zukunft
Was ist der §24 EEG?
§24 des EEG 2014 regelt, dass Erneuerbaren-Projekte mit Inbetriebnahme ab 01.01.2016 keine Marktprämie in Zeiten erhalten, in denen die Strompreise an der Strombörse EPEX für sechs Stunden oder länger ununterbrochen negativ sind. In Verbindung mit der Verklammerung (§32 EEG) fallen nahezu alle Windprojekte mit Inbetriebnahme ab 01.01.2016 unter den §24, PV-Projekte sind ab 500 kWp Leistung betroffen. Defacto bedeutet dieser preisabhängige Stopp der Marktprämienzahlung (welcher im Kern auf EU-Vorgaben zum Beihilferecht zurückgeht) einen Erlösausfall und nicht unerhebliche wirtschaftliche Risiken für die Investoren und Betreiber von EE-Anlagen. 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 (day-ahead) Stromhandel bezieht; dies war auch Grundlage für die bisher dazu vorliegenden energiewirtschaftlichen Studien (z.B. enervis, Energy Brainpool und Fraunhofer ISI).
Mit ihrem aktuellen Kabinettsbeschluss zum Strommarktgesetz hat die Bundesregierung diese Interpretation nun verändert. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass §24 nur gelten soll, wenn die Preise am day-ahead- und am intra-day-Markt gleichzeitig für einen Zeitraum von mindestens sechs Stunden negativ sind. Es soll also eine Kombination negativer Preise an zwei Märkten als Auslöser für den §24 gelten.
Auswirkungen der Anpassung auf die Häufigkeit von negativen Sechs-Stundenblöcken
Doch welche Auswirkungen hat die Verknüpfung der day-ahead- und intra-day-Märkte nun auf das Risiko durch §24? Eine Auswertung historischer day-ahead- und intra-day-Preise gibt dazu einen ersten Überblick und zeigt, dass die geplante Anpassung des §24 gegenüber der alleinigen Betrachtung des day-ahead-Marktes zu einer deutlichen Dämpfung des Erlösrisikos führt. Die folgende Abbildung historischer Strompreise zeigt die Anzahl der theoretisch von §24 betroffenen Stunden vom 1.1.2012 bis 31.12.2015.
Die Abbildung sei im Folgenden anhand der historischen Strompreise des Jahres 2015 erläutert:
- 2015 addierten sich die mindestens sechs Stunden dauernden Phasen mit ununterbrochen negativen Börsenstrompreisen am day-ahead Markt auf insgesamt 56 Stunden (linke Balken). Nach bisheriger Interpretation (§24 bezieht sich alleine auf den day-ahead-Markt) wäre dieser Wert ausschlaggebend für die Berechnung des erwarteten Erlösausfalls gewesen.
- Wird nur der intra-day Markt betrachtet, so traten in 2015 hier 97 Stunden auf, die nach der neuen Definition des §24 ebenfalls relevant wären (mittlere Balken).
- Analysiert man nun ausschließlich die Stunden, in denen sowohl der day-ahead als auch der intra-day Markt zeitgleich negative Preise über mindestens sechsstündige Blöcke aufwiesen, so verbleiben in 2015 jedoch nur 19 Stunden in denen §24 gegolten hätte (rechte Balken). Diese Schnittmenge entspricht nur rund einem Drittel der negativen 6-Stundenblöcke im day-ahead-Markt in 2015 (Prozent, rechte Y-Achse).
Folgt: Entschärfung durch Verknüpfung zweier Märkte