Stromschranke zu Österreich belastet Windpark-Betreiber

Berlin – Negative Strompreise an der Energiebörse für mindestens sechs Stunden führen zu zusätzlichen Einbußen bei Windpark-Betreibern. Diese bereits geltende Regelung belastet die Branche zukünftig durch zwei neue Faktoren. Einer davon ist die geplante Stromschranke zwischen Deutschland und Österreich.

Die Berliner Unternehmensberatung enervis energy advisors GmbH weist auf mögliche Ertragseinbußen für Betreiber von Windkraftanlagen hin: Treten negative Strompreise für mindestens sechs Stunden am Stück auf, so erhalten EEG-Anlagen für diese Zeiträume keine Marktprämie. Diese Regelung könnte nun häufiger zur Anwendung kommen.

Faktor 1: Windenergieanlagen werden zu Windparks zusammengefasst

Die genannte Regelung fand sich schon im EEG 2014 für Anlagen mit einer Leistung von mindestens 500 Kilowatt (kW) sowie für Windenergieanlagen mit mindestens 3 MW ab dem Inbetriebnahme-Jahr 2016. Das EEG 2017 hält an dieser Regelung im Paragraphen 51 fest. Laut Enervis wird mit dem Änderungsgesetz zum EEG vom 16. Dezember 2016 aber zusätzlich die Einführung der Verklammerung beschlossen. Damit ist gemeint, dass mehrere Anlagen in einem Gebiet als in bestimmten Fällen als eine Anlage betrachtet werden können. Diese Anpassung führt laut Enervis dazu, dass die Negative-Strompreis-Regelung faktisch auch für Windenergieanlagen mit einer Leistung von unter 3.000 kW in einem Windpark gilt. Hierin liegt eine Bedrohung für die Betreiber. Die Experten von Enervis sehen aber noch eine weitere Verschärfung.

Faktor 2: Stromschranke bringt häufiger negative Strompreise

Sorgen bereitet EEG-Investoren laut Enervis insbesondere auch die geplante Aufteilung der Strompreiszone Deutschland-Österreich. Hierdurch würden zukünftig zwangsläufig mehr negative Preise und damit auch mehr Anwendungsfälle für den Paragraphen 51 EEG auftreten. 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 Bundesnetzagentur plant, diese Auftrennung zum Winter 2018/2019 umzusetzen. Treffen in einem so gestalteten Marktgebiet niedrige Nachfrage sowie viel und günstige Einspeisung aufeinander und sind zeitgleich die Exportkapazitäten ausgereizt, so entstehen häufig negative Strompreise, erläutert Enervis.

Enervis berechnet Auswirkungen bis 2040

Szenarioberechnungen mit dem Strommarktmodell von Enervis zeigen, dass durch die reduzierte Netzkuppelkapazität an der deutschen Südgrenze die Häufigkeit und Dauer der negativen Strompreise auch über einen Zeitraum von mehr als sechs Stunden zukünftig zunehmen wird. Eine Flexibilisierung des Kraftwerksparks und der strommarktgetriebene Einsatz von Speichern könne diese Steigerung zwar anteilig dämpfen. Gegenüber der bisherigen Situation eines unbegrenzten Stromhandels mit der Alpenrepublik sind aber laut Enervis definitiv mehr negative Preise und mehr Verluste gemäß Paragraph 51 EEG zu erwarten.

Quelle: IWR Online