Negative Day-ahead-Preise wirken sich nicht nur spürbar auf den Strommarkt und den Förderbedarf aus, sondern auf die Erlöse aus Erneuerbaren-Anlagen. Ihre Zahl stieg zuletzt rapide.

 

Die Zahl der negativen Strom-Stundenpreise in der deutschen Day-ahead-Auktion ist in diesem Jahr bis 17. September auf 395 gestiegen - das sind 94 mehr als die 301 Stunden, die es im Gesamtjahr 2023 gegeben hatte. In den vorigen Jahren hatte deren Zahl stark geschwankt: auch 2020 waren es schon mal 298 gewesen.

Die aktuellen Zahlen präsentierte das Analyse- und Beratungshaus Enervis am 19. September in einem Webinar zu den Auswirkungen negativer Preise auf die Erneuerbaren-Vermarktung und die Finanzierung von Wind- und Photovoltaikanlagen.

In der Day-ahead-Auktion der Börse Epex Spot für Deutschland wird die MWh Strom in 24 separaten Stundenlieferungen für den nächsten Tag versteigert. Negative Preise treten dann auf, wenn das Angebot extrem höher ist als die Nachfrage. Dies ist meistens in Stunden mit viel PV-Einspeisung und zusätzlich viel Windstrom sowie geringerer Last in den Mittagsstunden und an Wochenenden der Fall, tritt aber schon vermehrt unter der Woche auf.

Da die Übertragungsnetzbetreiber gesetzlich gehalten sind, den geförderten Strom komplett auf einer Spotbörse zu vermarkten, dürften sie ihn vermutlich mit dem technischen Limit von minus 500 Euro/MWh ins Orderbuch stellen, um dies sicherzustellen. Und diese Strommenge wächst tendenziell mit dem Zubau.

Anwendung der Nachholregel unsicher

Für Betreiber praktisch aller geförderten Erneuerbaren-Anlagen ab 0,4 MW bedeuten negative Preise den zeitgleichen Verlust ihres Anzulegenden Wertes (AW), also etwa der Marktprämie. Seit dem Inbetriebnahmejahr 2023 gilt dies schon bei drei Stunden hintereinander, bis 2027 stufenweise schon von der ersten Stunde an. Die Bundesregierung hatte im Juli, um die galoppierenden Kosten der EEG-Förderung zu dämpfen, als Teil ihrer Wachstumsinitiative beschlossen, dies auf 2025 vorzuziehen.

Christian Schock von Enervis rechnet damit, dass diese Ankündigung umgesetzt wird. Ob auch die die Betreiber entlastende „Nachholregelung“ einen EEG-Paragrafen weiter (51 a) die Novelle überleben wird, dazu gebe es allerdings keine Signale. Die Regel besagt, dass die ausgefallenen Förderstunden, großzügig aufgerundet, die 20-jährige Förderperiode nach hinten verlängern. Am Beispiel einer 5,56-MW-Windenergieanlage in NRW prognostizierte Schock, dass die Nachholregelung 38 Prozent der vorher entgangenen Marktprämie kompensiert.

„2029 bei PV im Mittel 20 Prozent Marktprämien-Verluste“

Ein vernünftiger Direktvermarkter wird seine Wind- oder PV-Anlage bei länger anhaltenden negativen Preisen sowieso vom Netz nehmen, aber wenn er eine Marktprämie hat, verliert er sie zeitgleich trotzdem. Der Effekt wird zunehmen, prognostiziert Enervis. Bei Windenergieanlagen werden die von negativen Preisen indizierten Marktprämien-Verluste bis 2029 nach heutiger Lage der Dinge im Mittel auf knapp 5 Prozent steigen, bei PV-Anlagen bei der Fortschreibung des bisherigen Ausbautempos von einstellig prozentualen Ausfällen auf fast 20 Prozent.

Wert des Anzulegenden Wertes relativiert sich

Daher ist der hier einschlägige Paragraf 51 EEG bedeutend für die Erneuerbaren-Projektfinanzierung, sowohl im Monitoring laufender Anlagen als auch im Neugeschäft, führte Thanh Ngo Chi aus. Er ist Business Development Manager Energy & Public Services bei der DKB Deutschen Kreditbank.

Denn die Darlehenskonditionen hingen, so Thanh, stark vom AW ab, der zwar eine Erlösgarantie pro erzeugte kWh gibt, aber eben nicht für eine bestimmte Erzeugungsmenge. Sinkt diese wegen häufigerer negativer Preise - was schon bei der Finanzierung zu prognostizieren ist -, könne dies die Bedeutung des AW als Finanzierungsbasis schmälern.

Power Purchase Agreements (PPA) seien ebenfalls eine Finanzierungsgrundlage, die sich die DKB genau anschaue, aber keine Sicherheit im engeren Sinne. Sicherheiten in der Kraftwerksfinanzierung seien die Anlage selbst und der von ihr zu erzeugende Strom. Diese würden während der Laufzeit an die Bank abgetreten, und es werde vertraglich sichergestellt, dass Abtretungen und Durchgriffsrechte erstrangig sind.

Anlagenbetreiber wollen weniger Abregelungen

Der Direktvermarkter Statkraft Markets regelt Kundenanlagen während negativer Stundenpreise ab, bestätigte Christian Bucher, Teamleiter Pricing & Structuring Portfolio Management Central and East Europe Origination. Für diese Drosselungen und jene durch den Anschlussnetzbetreiber, den Redispatch, zahle Statkraft den Betreibern je nach Vertrag stets den technologiespezifischen Monatsmarktwert oder den vereinbarten Fixpreis (PPA-Preis) weiter, aber eben nicht den AW.

Bucher berichtete von Forderungen von Anlagenbetreibern an Statkraft, weniger abzuregeln, weil das Hin und Her vor allem Windkraftanlagen schneller verschleißt. Es gebe vermehrt Anfragen nach einer Höchstzahl an Abregelungen. Grundsätzlich sei Statkraft dazu bereit.