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Energie & Management > Regenerative - Wie kann PV einen höheren Marktwert haben als Grundlast?
Quelle: Fotolia / Jürgen Fälchle
Regenerative

Wie kann PV einen höheren Marktwert haben als Grundlast?

Solarstrom hat zwei Monate hintereinander im Spot mehr erlöst als ein fiktives Grundlast-Kraftwerk. Wie kann das sein? Wie kommen die Marktwerte von Solar und Wind überhaupt zustande?
Die Übertragungsnetzbetreiber haben sowohl für Dezember 2021 als auch für Januar 2022 höhere "Marktwerte" für Photovoltaikstrom ermittelt als für den gemittelten Stundenpreis in der Day-ahead-Graustrom-Auktion an der Börse Epex Spot.

Wie ist das möglich? Was heißt eigentlich "Marktwert"? Die vier deutschen ÜNB müssen den EEG-geförderten Ökostrom, der nicht in der Direktvermarktung ist, also aus Anlagen bis 100 kW, gesetzlich an einer Spotbörse vermarkten und tun dies an der Epex Spot in Paris. Damit wird der dort vermarktete subventionierte Grünstrom zwar zum Graustrom, aber er würde, gerade weil er gefördert wird, wegen des Doppelvermarktungsverbots ohnehin keine Grünstrom-Herkunftsnachweise erhalten. In der Stromkennzeichnung in der Jahresabrechnung bei der Endkundschaft taucht die Menge allerdings dann wieder als EEG-Grünstromquote auf − so ist es gesetzlich geregelt.

Nun gibt es 1,5 Mio. Solaranlagen in Deutschland. Zahlenmäßig die meisten sind Dachanlagen, die viel zu klein sind für die Direktvermarktungspflicht ab 100 kW. Also müssen die ÜNB deren Erzeugungsmenge am Spot vermarkten. So steht es im EEG. Sie tun das daher bedingungslos, damit die Strommengen auf jeden Fall vermarktet werden. Das heißt: Sie stellen die jeweiligen Strommengen zum technischen Mindestpreis von minus 500 Euro pro MWh ins Orderbuch der Epex Spot ein.
 
Sie erzielen damit aber derzeit nicht nur positive Preise, sondern sogar einen höheren Durchschnittspreis, als es Grundlast tut. PV-Anlagen speisen mit einem Peak zur Mittagszeit besonders viel Strom ein und in der kaum nachgefragten Zeit zwischen Sonnenuntergang und -aufgang nichts.

Die Day-ahead-Auktion am Vortag des Liefertags ist jeweils in 24 Stundenprodukte eingeteilt, die jeweils einstündige Stromlieferungen widerspiegeln. Anbieter und Nachfrager können auf einzelne Stunden, Blocks mehrerer Stunden, Spitzen- oder Grundlast (8 bis 20 Uhr oder 0-24 Uhr) bieten. Die Auktionsergebnisse für die Stunden um die Mittagszeit sind offenbar besonders hoch. Jedenfalls kommt so der höhere Marktwert von PV zustande.

Berechnung des Marktwertes

Die technologiespezifischen Marktwerte berechnen sich nach einer im EEG festgelegten Formel:
  • Zuerst wird die Notierung jeder einzelnen Stunde in Euro pro MWh mit der tatsächlich zeitgleich eingespeisten Strommenge mit Fixförderung aus der jeweiligen Erneuerbaren-Quelle in MWh multipliziert. Ergibt eine Summe in Euro.
  • So entstehen zum Beispiel für einen Monat mit 31 Tagen 744 verschiedene Stunden-Ergebnisse in Euro. Diese werden zusammengezählt.
  • Abschließend wird dieser addierte Erlöswert in Euro geteilt durch die tatsächliche monatliche Einspeisung geförderter Mengen in der jeweiligen Technologie in MWh. Fertig ist der technologiespezifische "Marktwert" in Euro pro MWh. Es gibt ihn nur für PV sowie Wind onshore und offshore, weil sie beträchtliche Mengen einspeisen, nicht jedoch für Biomasse, Gruben- und Klärgase sowie für Geothermie oder Wasserkraft.
 

Mittwoch, 9.02.2022, 15:46 Uhr
Georg Eble
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Quelle: Fotolia / Jürgen Fälchle
Regenerative
Wie kann PV einen höheren Marktwert haben als Grundlast?
Solarstrom hat zwei Monate hintereinander im Spot mehr erlöst als ein fiktives Grundlast-Kraftwerk. Wie kann das sein? Wie kommen die Marktwerte von Solar und Wind überhaupt zustande?
Die Übertragungsnetzbetreiber haben sowohl für Dezember 2021 als auch für Januar 2022 höhere "Marktwerte" für Photovoltaikstrom ermittelt als für den gemittelten Stundenpreis in der Day-ahead-Graustrom-Auktion an der Börse Epex Spot.

Wie ist das möglich? Was heißt eigentlich "Marktwert"? Die vier deutschen ÜNB müssen den EEG-geförderten Ökostrom, der nicht in der Direktvermarktung ist, also aus Anlagen bis 100 kW, gesetzlich an einer Spotbörse vermarkten und tun dies an der Epex Spot in Paris. Damit wird der dort vermarktete subventionierte Grünstrom zwar zum Graustrom, aber er würde, gerade weil er gefördert wird, wegen des Doppelvermarktungsverbots ohnehin keine Grünstrom-Herkunftsnachweise erhalten. In der Stromkennzeichnung in der Jahresabrechnung bei der Endkundschaft taucht die Menge allerdings dann wieder als EEG-Grünstromquote auf − so ist es gesetzlich geregelt.

Nun gibt es 1,5 Mio. Solaranlagen in Deutschland. Zahlenmäßig die meisten sind Dachanlagen, die viel zu klein sind für die Direktvermarktungspflicht ab 100 kW. Also müssen die ÜNB deren Erzeugungsmenge am Spot vermarkten. So steht es im EEG. Sie tun das daher bedingungslos, damit die Strommengen auf jeden Fall vermarktet werden. Das heißt: Sie stellen die jeweiligen Strommengen zum technischen Mindestpreis von minus 500 Euro pro MWh ins Orderbuch der Epex Spot ein.
 
Sie erzielen damit aber derzeit nicht nur positive Preise, sondern sogar einen höheren Durchschnittspreis, als es Grundlast tut. PV-Anlagen speisen mit einem Peak zur Mittagszeit besonders viel Strom ein und in der kaum nachgefragten Zeit zwischen Sonnenuntergang und -aufgang nichts.

Die Day-ahead-Auktion am Vortag des Liefertags ist jeweils in 24 Stundenprodukte eingeteilt, die jeweils einstündige Stromlieferungen widerspiegeln. Anbieter und Nachfrager können auf einzelne Stunden, Blocks mehrerer Stunden, Spitzen- oder Grundlast (8 bis 20 Uhr oder 0-24 Uhr) bieten. Die Auktionsergebnisse für die Stunden um die Mittagszeit sind offenbar besonders hoch. Jedenfalls kommt so der höhere Marktwert von PV zustande.

Berechnung des Marktwertes

Die technologiespezifischen Marktwerte berechnen sich nach einer im EEG festgelegten Formel:
  • Zuerst wird die Notierung jeder einzelnen Stunde in Euro pro MWh mit der tatsächlich zeitgleich eingespeisten Strommenge mit Fixförderung aus der jeweiligen Erneuerbaren-Quelle in MWh multipliziert. Ergibt eine Summe in Euro.
  • So entstehen zum Beispiel für einen Monat mit 31 Tagen 744 verschiedene Stunden-Ergebnisse in Euro. Diese werden zusammengezählt.
  • Abschließend wird dieser addierte Erlöswert in Euro geteilt durch die tatsächliche monatliche Einspeisung geförderter Mengen in der jeweiligen Technologie in MWh. Fertig ist der technologiespezifische "Marktwert" in Euro pro MWh. Es gibt ihn nur für PV sowie Wind onshore und offshore, weil sie beträchtliche Mengen einspeisen, nicht jedoch für Biomasse, Gruben- und Klärgase sowie für Geothermie oder Wasserkraft.
 

Mittwoch, 9.02.2022, 15:46 Uhr
Georg Eble

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