Wind- und Solarstrom im Februar weniger wert

Da die Spotmarkt-Preise im Februar gegenüber Januar nachgegeben haben, sind auch die Erlöse der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) pro Kilowattstunde gefördertem Wind- und Solarstrom zurückgegangen, teilweise sogar stärker. Das geht aus den am 8. März veröffentlichten Februar-Marktwerten hervor.

Demnach sank der deutsche Graustrom-Grundlastpreis an der Börse Epex Spot im Februar auf 12,88 Ct/kWh. Gegenüber Januar ist das ein Minus 23 %. PV-Strom erlöste zwar unter den ermittelten Erneuerbaren-Technologien mit 11,87 Ct immer noch am meisten, rutschte damit allerdings gegenüber Januar um 33 % ab und landete erstmals in diesem Jahr unter dem Graustrom-Durchschnitt. Im Januar hatten geförderte PV-Anlagen noch in Summe zu Stunden mit überdurchschnittlichen Spotpreisen eingespeist und 17,84 Ct/kWh eingebracht − 1,07 Ct mehr als ein fiktives Kraftwerk, das Grundlast den ganzen Januar über am Spot vermarktet hätte. Höhere Marktwerte als Graustrom-Grundlast sind eine Besonderheit von Solaranlagen. Sie tritt allerdings nur in den Wintermonaten auf. In den sonnigen Monaten kannibalisieren die PV-Anlagen die Spotpreise jener Stunden, in denen sie viel einspeisen.

Fast gleichauf mit PV erzielten im Februar subventionierte Windkraftanlagen auf See 11,85 Ct/kWh. Das waren 18 % weniger als im Januar. Windräder an Land in der EEG-Förderung rutschten gegenüber Januar um 16 % auf 10,83 Ct/kWh ab.

Immer noch zweistellige Cent-Beträge pro kWh bedeuten, dass die ÜNB mit der Pflichtvermarktung des geförderten, nicht direkt vermarkteten Ökostroms aus Anlagen unter 100 kW an der Börse meist mehr Einnahmen ins EEG-Umlagekonto erzielen, als sie aus dem Umlagekonto als anlagenspezifische Fördersätze ausbezahlen müssen. Dies betrifft vor allem die Masse der PV-Dachanlagen. Die Marktlage füllt also das EEG-Umlagekonto.

Bei den direktvermarkteten und gleichzeitig im Marktprämienmodell geförderten Anlagen sind die Kilowattstundenerlöse der Direktvermarkter dann ebenfalls höher als die Fördersätze ("Anzulegende Werte"), bis zu denen die "Marktprämie" aus dem EEG-Umlagekonto eine Differenz ausgleichen müsste. Es gibt keine Differenz mehr auszugleichen. Die Marktsituation schont also insoweit das Umlagekonto. Die Direktvermarkter dürfen die selbst erzielten Erlöse oberhalb ihrer Fördersätze allerdings auch behalten.

So funktioniert die Börsenvermarktung

Die ÜNB stellen täglich am Vortag die bis dahin vorausgesagten Einspeisemengen an allen geförderten Erneuerbaren in der Day-ahead-Auktion ein, und zwar als in verschieden große Stundenlieferungen gestückelte Gebote. Da sie zur Vermarktung am Spot verpflichtet sind, stellen sie sie zum technischen Mindestgebot von minus 500 Euro pro MWh ein, um sicherzustellen, dass sie in jedem Fall Abnehmer finden. Das weiß zwar in diesem anonymen Markt niemand außer den ÜNB und vielleicht der sie beaufsichtigenden Bundesnetzagentur, doch die Mengen mit diesem Gebotspreis korrelieren stark mit Ökostrom-Erzeugungsprognosen.

Zum Zuge kommen dann alle Anbieter mit ihren aufsteigenden Gebotspreisen − also ÜNB, Ökostrom-Direktvermarkter, die Betreiber konventioneller Kraftwerke und Energiehändler −, bis die addierte Energiemenge gerade ausreicht, um die gesamte Nachfrage für jene Stunde zu bedienen. Der Gebotspreis des teuersten dazu benötigten Bieters wird der Zuschlagspreis für alle benötigten Bieter (Markträumungspreis). So müssen die ÜNB am Ende nie 500 Euro pro MWh bezahlen (pay as bid), um den den geförderten Ökostrom loszuwerden, sondern erzielen Erlöse.

Bei PV waren das im gewichteten Schnitt der 672 Stunden des Februars +128,83 Euro pro MWh. Negative Stundenpreise sind im Februar − wie im Januar − vier Stunden hintereinander vorgekommen. Meistens ist dies in Wochenendnächten bei geringer Stromnachfrage der Fall. Nachts wird kein Solarstrom erzeugt, also auch keiner für Nachtstunden geboten. Und wo nichts geboten wird, kann insoweit kein Verlustgeschäft entstehen. Da aber Windräder auch nachts einspeisen, liegt der monatliche Marktwert ihres Stroms zumeist niedriger.

Negative Preise

Im Februar allerdings traten die einzigen negativen Preise am helllichten Tage auf, und zwar am 19. Februar, einem Samstag, der zwischen zwei Orkantiefs lag, zwischen 11 und 15 Uhr. Die deutschen Windenergieanlagen speisten damals in der Spitze knapp 40.000 MW ein, die PV-Anlagen maximal fast 19.000 MW. In Summe mit den anderen Erneuerbaren ergab das anfangs gut 63.000 MW, so die ÜNB-Vereinigung Entsoe. Pumpspeicherkraftwerke nahmen in der Zeit bis zu 6.000 MW Strom aus dem überlasteten System.