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Sechs-Stunden-Regel (§ 24 EEG 2014) und die Direktvermarktung

​Schnell gelesen:

Mit der Einführung der sogenannten Sechs-Stunden-Regel bei der Novellierung des EEGs im Jahr 2014 hat eine branchenweite Diskussion über die Auswirkungen dieser Regelung begonnen. Fest steht, der Paragraph 24 des EEG 2014 betrifft nicht nur Anlagenbetreiber, sondern auch Projektentwickler, die finanzierenden Banken und die Direktvermarktungsunternehmen. Die Auswirkungen sind nur schwer abzuschätzen, nicht zuletzt aufgrund des sich auf dem Gesetzesweg befindlichen Strommarktgesetzes. Daher lohnt sich ein Blick auf den aktuellen Stand der Dinge und den potenziellen Umgang mit dem sich daraus resultierenden Risiko.

​Rechtliche Ausgangssituation

Für Erneuerbare-Energien-Anlagen, die seit dem 1. Januar 2016 in Betrieb gegangen sind oder gehen werden, findet § 24 EEG 2014, die sogenannte Sechs-Stunden-Regel, Anwendung. Dadurch sinkt die Marktprämie auf null, sofern „der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Paris an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist”. Hiervon ausgenommen sind nach Absatz 3 nur Anlagen mit weniger als 500 kW installierter Leistung bzw. bei Windenergieanlagen weniger als 3 MW installierter Leistung und Demonstrationsanlagen. Somit werden die meisten Windparkbetreiber von dieser Regelung betroffen sein. Obwohl es nicht klar definiert ist, wurde bisher einheitlich davon ausgegangen, dass die Preise am Day-Ahead-Markt der EPEX als Bezugswerte für die Regelung gelten. Nach dem Entwurf des Strommarktgesetzes vom 20. Januar 2016 soll der § 24 EEG 2014 allerdings angepasst werden. Die Regelung soll sich dahingehend ändern bzw. klargestellt werden, dass „der Wert eines Stundenkontraktes […] negativ [ist], wenn für die betreffende Stunde jeweils der Wert in der vortägigen Auktion am Spotmarkt und der volumengewichtete Durchschnitt der Preise aller Transaktionen im kontinuierlichen untertägigen Handel am Spotmarkt negativ sind.” Dies bedeutet, die Stundenkontrakte müssen sowohl im Day-Ahead-Markt als auch im Intraday-Markt negativ sein. Diese Änderung soll nach aktuellem Entwurf dann rückwirkend ab dem 1. Januar 2016 gelten. Des Weiteren heißt es im Erklärungstext zur Änderung des § 24 EEG 2014:
 

„Im Übrigen wird geprüft, ob perspektivisch ergänzende Maßnahmen ergriffen werden sollten, um etwaige negative Auswirkungen des § 24 EEG 2014 auf die Investitionssicherheit und die Förderkosten für den Ausbau erneuerbarer Energien zu begrenzen.”
 
In seiner Stellungnahme zu diesem Gesetzesentwurf fordert der Bundesrat zudem die Begrenzung auf sechs oder mehr aufeinanderfolgende Stunden, die an einem Kalendertag auftreten. Somit würde z.B. ein 6h-Block von 21 Uhr bis 3 Uhr des Folgetages nicht mehr als 6h-Block gewertet und die Regelung nach § 24 EEG 2014 würde nicht mehr greifen.
 
Es bleibt also abzuwarten, wie die Ausgestaltung letztendlich aussehen wird.
 

Prognose und historische Analyse

Auch die zukünftigen Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen sind unklar. In der nachfolgenden Grafik sind die Prognosen dreier Studien für zukünftig auftretende Stunden mit negativen Strompreisen aufgeführt.

 

 

Abbildung 1: Entwicklung negativer Strompreise1
 

Den Studien zufolge steigt die Anzahl an Stunden mit negativem Strompreis in den nächsten Jahrzehnten stark an und würde dementsprechend zu Erlösausfällen in Höhe von 20 bis 30 Prozent im Jahr 2030 führen. Das Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung rechnet unter Berücksichtigung möglicher Flexibilitätsoptionen mit ca. 500 Stunden mit negativem Strompreis im Jahr 2035. Der große Unterschied zwischen den Prognosen ist auf die Unsicherheit der Prognose aufgrund einer Vielzahl von Eingangsparametern zurückzuführen. Dies sind u.a. der lange Prognosezeitraum bis 2035/40 sowie die Unsicherheit über die Entwicklungen des Strommarktdesigns und der Technologien wie z.B. Speichern.
 
Eine Studie, die eine Prognose für negative Strompreise unter der Berücksichtigung der Kopplung der beiden Märkte abgibt, ist aktuell noch nicht vorhanden. Um diese Auswirkung abzuschätzen, wurde von Rödl & Partner eine historische Analyse durchgeführt. Diese betrachtet das Auftreten negativer Strompreise an der EPEX Spot im Day-Ahead-Markt und im Intraday-Markt für die Jahre 2012 bis 2015.

 

Abbildung 2: Historische Analyse negativer Strompreise auf dem Day-Ahead-Markt und dem Intraday-Mark2
 

Anhand der Grafik lässt sich die Anzahl an Stunden mit negativen Strompreisen im Day-Ahead-Markt und im Intraday-Markt ablesen. In beiden Märkten ist ein Anstieg zu verzeichnen, sodass im Jahr 2015 im Day-Ahead-Markt 126 Stunden mit negativen Strompreisen und im Intraday-Markt sogar 163 Stunden auftraten. Nach aktueller Auslegung des § 24 EEG 2014, welcher den Day-Ahead-Markt als Referenzmarkt zugrunde legt, hätte dies in 2015 zu 56 Stunden mit negativem Strompreis geführt, in denen keine Marktprämie gezahlt würde. Würde man den Intraday-Markt als Referenz zugrunde legen, würde sich diese Anzahl auf 97 Stunden erhöhen.
 

Wie die Auswirkung der Regelung nach dem Entwurf des Strommarktgesetzes, also mit der Kopplung von Day-Ahead-Markt und Intraday-Markt, aussehen würde, ist in der nachfolgenden Grafik dargestellt.

 

Abbildung 3:  Auswirkung der Kopplung von Day-Ahead-Markt und Intraday-Markt auf das Auftreten negativer Strompreise3
 

Auch hier ist ein Anstieg der Stunden mit zeitgleich negativem Strompreis in beiden Märkten zu erkennen. Die Anzahl der Stunden, die aufgrund der Entwurfsregelung des Strommarktgesetzes nicht vergütet würden, steigt erst ab 2014 an. Im Jahr 2015 traten insgesamt 75 Stunden auf, in denen die Strompreise auf beiden Märkten zeitgleich negativ waren. Die Stunden ohne Anspruch auf Marktprämie (sechs oder mehr aufeinanderfolgende Stunden mit negativem Strompreis) hätten sich auf 25 summiert. Auch, wenn es im Erklärungstext im Entwurf des Strommarktgesetzes heißt, die Korrelation der Negativphasen von Day-Ahead-Markt und Intraday-Markt treffe für die „klar überwiegende Zahl der Fälle” zu, ergibt zumindest die historische Analyse ein anderes Bild. Im Vergleich der beiden Grafiken lässt sich anhand des zeitlichen Anteils der Mengen ohne Vergütungsanspruch im jeweiligen Jahr gut erkennen, dass die Kopplung der Märkte zu einem signifikanten Rückgang der Stunden führen würde, in denen keine Marktprämie gezahlt wird. Während der zeitliche Anteil nach der aktuellen Regelung (§ 24 EEG 2014) bei 0,64 Prozent eines Jahres gelegen hätte, wäre dieser aufgrund der Änderung durch das Strommarktgesetz auf 0,29 Prozent des Jahres gesunken. Die Anpassung der Regelung mit Kopplung der beiden Märkte wäre also grundsätzlich zu begrüßen. Das Strommarktgesetz soll zwar noch in der ersten Jahreshälfte 2016 in Kraft treten, jedoch ist zu beachten, dass die Kopplung nur zu einem kurzfristigen Effekt des Rückgangs führt – der oben schon aufgezeigte Langfristtrend mit vermehrten negativen Preisen wird sich vermutlich weiter fortsetzen.

 

Nichtsdestotrotz ist es wichtig zu betonen, dass es sich bei diesen Angaben lediglich um zeitliche Ertragsausfälle handelt. Sie würden daher nur dann den energetischen Ausfall widerspiegeln, wenn der Wind im ganzen Jahr durchgehend stark weht und die Windenergieanlagen dementsprechend dauerhaft die gleiche Leistung bringen. Da in der Realität die Windeinspeisungen saison- und tagesabhängig sehr volatil sind, hat Rödl & Partner beispielhaft das Auftreten von Stunden mit negativen Strompreisen mit den Erzeugungsdaten eines Windparks verglichen. Diese Analyse zeigt, dass negative Strompreise vermehrt auftreten, wenn die Anlagen nahe des Nennlastbereichs laufen. Auch der Vergleich zwischen negativen Strompreisen und der Einspeisung der Onshore-Windenergieanlagen in Deutschland verdeutlicht das vermehrte Auftreten von negativen Strompreisen während hoher Einspeiseleistungen von Windenergieanlagen. Daher ist davon auszugehen, dass der energetische Ertragsausfall höher als der zeitliche Ertragsausfall ist.
 
Auch die Banken sind sich zurzeit noch uneinig, wie mit dem Risiko umgegangen werden soll. Einigkeit besteht aber darüber, dass eine Einpreisung des Risikos unabdingbar ist. Daher ist es für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung umso wichtiger, die richtigen Abschläge einzukalkulieren.
 

Auswirkungen auf die Direktvermarktung

Ob das Vergütungsausfallrisiko vom Projekteigentümer zu tragen ist und wie ggf. die wirtschaftlichen Auswirkungen sind, richtet sich im nächsten Schritt nach der bilateralen Ausgestaltung der Direktvermarktungsverträge sowie dem Verhalten des Direktvermarkters.
 

Wenn der Direktvermarkter die Anlagen abregelt, ist in den meisten Verträgen eine Entschädigungszahlung für den Anlageneigentümer vorgesehen. In der Regel wird die Höhe der Entschädigungszahlung analog zum „Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement“ ermittelt und beträgt somit 95 Prozent des regulären Vergütungssatzes. Werden die Anlagen während einer Negativphase nach § 24 EEG 2014 nicht abgeregelt, erhält der Anlagenbetreiber keine Marktprämie für den eingespeisten Strom. Im Jahr 2015 lagen die Marktwerte für die einzelnen Monate zwischen 2,200 ct/kWh und 3,656 ct/kWh. Somit würde der Vergütungsausfall durch die Marktprämie der Höhe nach bei ca. 2/3 der regulären Vergütung nach EEG liegen.
 
Für alle Windenergieanlagen, die seit diesem Jahr in Betrieb gehen, gilt es daher genau zu prüfen, wie die verschiedenen Szenarien im Falle von Stunden mit negativen Strompreisen nach § 24 EEG 2014 bei Direktvermarktungsverträgen ausgestaltet sind. Genau analysiert werden sollten auch etwaige Versicherungsangebote von Direktvermarktern, die das Ausfallrisiko durch den § 24 EEG 2014 abdecken sollen. Eine kürzlich durchgeführte Ausschreibung für Direktvermarktungsverträge hat ergeben, dass solche Angebote bei den meisten Direktvermarktern noch nicht etabliert sind bzw. sich momentan in Entwicklung befinden. Auch liegt dies sicherlich an der zurzeit noch unklaren zukünftigen Regelung (Day-Ahead-Markt als alleinige Referenz oder Kopplung von Day-Ahead-Markt und Intraday-Markt), als auch an der komplexen Prognostizierbarkeit von negativen Strompreisen an der EPEX. Daher ist eine strukturierte Ausschreibung und individuelle Prüfung der Verträge zu empfehlen, um das passende Angebot zu finden. Auch für bestehende Windparks bietet die Ausschreibung der Direktvermarktung erhebliches Kostensenkungspotenzial, da die Entgelte im Laufe des letzten Jahres nochmals stark gesunken sind. Hierbei lagen die angebotenen Entgelte für Laufzeiten zwischen einem und drei Jahren deutlich unter einem €/MWh.
 
Bei Investitionszeiträumen von 20 oder mehr Jahren ist es grundsätzlich ratsam, die aufgezeigten Entwicklungen bezüglich negativer Strompreise in der Wirtschaftlichkeitsrechnung zu berücksichtigen. Eine dauerhafte Absicherung des Risikos durch Versicherungsangebote der Direktvermarkter ist neben der aktuell geringen Anzahl an solchen Angeboten auch aufgrund der Laufzeit von Direktvermarktungsverträgen von üblicherweise maximal fünf Jahren nicht bzw. nur schwer möglich. Auch die Direktvermarkter müssen sich der Unsicherheit stellen und die Auswirkungen regelmäßig neu evaluieren und ihre Angebote anpassen. Die Risikoverteilung sollte daher bilateral mit den Direktvermarktern verhandelt werden, um beiderseitig zufriedenstellende Lösungen zu erarbeiten. Eine strukturierte Ausschreibung bietet hierfür beste Möglichkeiten und eröffnet aufgrund der gesunkenen Entgelte zusätzliches Kostensenkungspotenzial.
 

1 Energy Brainpool 2014, 2015. BWE - Finanziererbeirat 2015. Erhebungen für den BWE-Praxistag „Potentielle Strommarktentwicklung und Auswirkungen auf die Strompreise”.

2 EPEX Spot, eigene Auswertung.

3 EPEX Spot, eigene Auswertung.

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