Was wird Solarstrom wert sein?

Technisch bedingt können Solarstromanlagen viele Jahrzehnte Strom produzieren. In den ersten 20 Jahren erhalten sie hierfür eine Einspeisevergütung oder die Differenz zu den Strommarkterlösen wird in der Direktvermarktung per Marktprämie ausgeglichen. In diesem Zeitraum besteht nur das Risiko, dass aufgrund der Sechs-Stunden-Regelung Erlöse verloren gehen. Aber was kann man mit dem Strom nach Ende der EEG-Förderung noch am Strommarkt verdienen? Der Strom wird dann am freien Markt, zumeist der Strombörse, verkauft und nach deren stundenscharfen Preisen vergütet. Doch wie hoch werden die Erlösmöglichkeiten in 20 Jahren sein?

Zunächst jedoch ein kurzer Blick auf das unterschätzte Risiko der Sechs-Stunden-Regelung. Der Paragraf 24 des EEG 2014 schreibt vor, dass neue PV-Stromanlagen größer zehn Kilowatt ab 2016 ihren Vergütungsanspruch verlieren, wenn die Strompreise an der Strombörse für mehr als sechs aufeinandefolgende Stunden negativ sind. Dies gilt dann für den gesamten Zeitraum, in dem die Preise negativ sind. Bisher treten solche Situationen kaum auf (2015 bis Oktober zehn Mal), in Zukunft werden aber immer mehr lange Zeiträume mit negativen Preisen auftreten.

Warum werden Strompreise negativ?

Negative Preise sind generell ein Zeichen dafür, dass eine Ware im Überschuss vorhanden ist. Dies tritt bei Strom zunehmend häufiger auf. Zum einen ist er noch nicht wirtschaftlich und in ausreichenden Mengen speicherbar, zum anderen werden immer mehr Mengen durch fluktuierende, wetterabhängige Energieerzeugung produziert, die sich nicht nach der Nachfrage richten kann. In diesem Umfeld entstehen negative Preise aufgrund einer Vielzahl von Faktoren, die sowohl in fluktuierender als auch regelbarer Energieerzeugung begründet sind: Aufgrund der EEG-Regelung vermarkten die Übertragungsnetzbetreiber erneuerbare Energien zu jedem Preis. Viele steuerbare Kraftwerke unterliegen in ihrer Fahrweise technischen Beschränkungen und kalkulieren außerdem An- und Abfahrtskosten mit ein. Häufig können sie daher aus technischen oder wirtschaftlichen Gründen nicht so flexibel fahren, wie es wünschenswert wäre. Viele steuerbare Kraftwerke erbringen auch zusätzliche Systemdienstleistungen, wie Regelleistung zur Netzstabilisierung und Wärmebereitstellung, und müssen daher unabhängig von Strompreissignalen durchlaufen (sogenannte Must-run-Kapazitäten). Nicht zuletzt fehlt es aber auch an ausreichenden wirtschaftlichen Anreizen für eine Kraftwerkseinsatzoptimierung im Kurzfristhandel. Regulatorische Hemmnisse erschweren dies zusätzlich.

Wie groß ist das Risiko der Sechs-Stunden-Regelung?

Im Auftrag des Bundesverband Windenergie haben wir von Energy Brainpool in den Jahren 2014 und 2015 in verschiedenen Szenarien untersucht, wie groß das Risiko des Paragrafen 24 EEG (Sechs-Stunden-Regelung) für Windkraftanlagen imVergütungszeitraum sein kann. Die Modellierung der Strompreisentwicklung erfolgte hierfür mit dem fundamentalen Energiemarktmodell Power2Sim. Es modelliert die Strompreisentwicklung in Europa unter Berücksichtigung der Entwicklung der Rohstoffpreise, des Kraftwerksparks und des Zubaus erneuerbarer Energien sowie der Nachfrage.

Die Szenarien unterscheiden sich im Wesentlichen bei den Annahmen zur Speicherkapazität sowie zur Größe der Must-run-Kapazitäten. Das Szenario der ersten Studie aus dem Jahr 2014 (Basisszenario) ist sehr konservativ und geht weiterhin von einem Must-run-Sockel von acht Gigawatt und einer Speicherkapazität von zehn Gigawatt aus. Die Annahmen für das zweite Szenario (BWE-Szenario) wurden per Umfrage im BWE-Finanziererbeirat ermittelt und sind deutlich progressiver: Erweiterung der Speicherkapazität auf 20 Gigawatt und Reduzierung des Must-run-Sockels auf vier Gigawatt. Durch die Modellierung unterschiedlicher Szenarien lässt sich eine Sensitivitätsanalyse zur Bandbreite der Risiken durchführen. Basierend auf diesen Analysen wurde das Risiko in beiden Szenarien für Photovoltaikanlagen ermittelt.

Hierfür wurde die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen analysiert, wie häufig diese in Zeiträumen mit mehr als sechs Stunden auftreten. Dies wurde auf die Einspeisezeiträume und -mengen aus Photovoltaikanlagen gemäß dem hinterlegten Zubauszenario übertragen. Danach sind bis 2020 rund 50 Gigawatt installiert, bis 2030 ungefähr 60 Gigawatt und 2040 etwa 70 Gigawatt (Abbildung 1).

Hieraus ergibt sich, dass im Jahr 2030 zwischen sieben und zwölf Prozent der Jahresproduktion keinen Anspruch auf Vergütung haben, im Jahr 2040 sogar zwischen 14 und 21 Prozent (Abbildung 2).

Was bedeutet dies für eine Investitionsentscheidung im Jahr 2016?

Betrachtet man diese jährlichen Verluste über den gesamten Vergütungszeitraum von 21 Jahren, so verliert eine PV-Anlage die zum 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wird, zwischen drei und sechs Prozent ihres gesamten Vergütungsanspruches.

Diese Verluste sind im Vergleich zu den potenziellen Verlusten von 9,5 bis 13,5 Prozent für Windkraftanlagen im selben Zeitraum noch relativ überschaubar. Und ob wirklich Verluste in den modellierten Höhen auftreten, hängt sehr stark von der Erschließung weiterer Flexibilitätspotenziale wie Speichern, Lastmanagement und Power-to-X-Technologien ab. Die Häufigkeit sowie die Höhe der modellierten Preisextreme (positiv wie negativ) lässt darauf schließen, dass die Wirtschaftlichkeit von Flexibilität unter Ausnutzung der Preisdifferenzen in Zukunft deutlich zunimmt. Der hieraus resultierende Zubau an Flexibilitätslösungen führt dann wiederum zu einer Reduzierung von Stunden mit negativen Preisen und somit des Sechs-Stunden-Risikos.

Allerdings reduzieren die Abschaltungen von Photovoltaikanlagen aufgrund der Sechs-Stunden-Regelung die Flexibilitätsanreize für andere, steuerbare Kraftwerke. Das führt zu Fehlanreizen. Die Regelung wird daher von den meisten Experten kritisch gesehen, und es bleibt abzuwarten, wie der Gesetzgeber sie in Zukunft weiterentwickelt.

Die Unterschiede zwischen den Szenarien ergeben sich maßgeblich durch die verschiedenen Flexibilitätsannahmen (Speicherkapazität und Must-run-Kraftwerke). Wie kommt es aber zu diesen Unterschieden zwischen Wind und Photovoltaik? Fluktuierende erneuerbare Energien wie Wind und Sonne stehen in unserem aktuellen Energiemarktdesign zwei essenziellen Herausforderungen gegenüber. Zum einen produzieren sie unabhängig von der Nachfrage und wetterbestimmt, zum anderen produzieren sie auch nahezu gleichzeitig. Die Strompreise tendieren daher dazu, in Stunden mit hoher Einspeisung aus Wind und/oder Sonne niedrig oder gar negativ zu werden. Dieser Effekt verstärkt sich mit dem weiteren Zubau jährlich. Photovoltaik hat hier den Vorteil, tagsüber, das heißt prinzipiell eher in Zeiten höherer Nachfrage, zu produzieren, während Windstrom auch häufig in nachfrageschwachen Zeiten anfällt. Zeitgleich sind auch die produzierten Windstrommengen deutlich größer und somit ihr Preiseinfluss am Strommarkt bedeutender. Dies geben auch die Marktwerte der Technologien wieder, die unter anderem für die Ermittlung der Marktprämie im Rahmen der Direktvermarktung errechnet werden.

Der Marktwert einer Erzeugungstechnologie ist der durchschnittliche, mengengewichtete Erlös am Strommarkt in allen Stunden, in denen Strom der entsprechenden Technologie eingespeist wird. Im Marktwert werden auch Stunden mit negativen Preisen einkalkuliert. Das entspricht allerdings nicht dem wirklichen Vermarktungswert, der in die Berechnung des monetären Vergütungsanspruchs eingeht.

Was ist Solarstrom am Strommarkt in Zukunft wirklich wert?

Der Jahresmarktwert Photovoltaik gibt also an, welchen Betrag Solarstrom, zum Beispiel im Rahmen der Direktvermarktung, am Strommarkt in diesem Jahr durchschnittlich erlösen würde. Er beträgt zum Beispiel im BWE-Szenario im Jahr 2035 für Photovoltaik etwa 6,5 Cent pro Kilowattstunde, für Wind sogar nur circa 3 Cent pro Kilowattstunde. Ist dies aber nun der richtige Wert, um Erlöspotenziale von Photovoltaikanlagen außerhalb der Förderung, also zum Beispiel ab dem 21. Jahr, zu beurteilen?

Nein, denn er beinhaltet ja auch alle Stunden, in denen zu negativen Preisen eingespeist wird. Werden diese Verluste jedoch nicht durch eine Zahlung wie die gleitende Marktprämie im Rahmen der EEG-Vergütung ausgeglichen, wird man seine Photovoltaikanlage in Zeiten negativer Preise abschalten, um Verluste zu vermeiden. Auch am Strommarkt gängige Jahresindizes wie Peakload (mengengewichteter Durchschnittspreis aller Stunden Montag bis Freitag, 8 bis 20 Uhr) oder Baseload (Durchschnittspreis aller Stunden des Jahres) geben das Erlöspotenzial von Photovoltaikanlagen nicht ausreichend wieder, da diese nicht verlässlich und kontinuierlich im gesamten Bemessungszeitraum einspeisen. Und auch in Base- und Peakload werden zunehmend Stunden mit negativen Preisen enthalten sein, die das Ergebnis fälschlicherweise beeinflussen.

Zur realistischen Ermittlung der Erlöspotenziale von PV-Anlagen am Strommarkt hat Energy Brainpool daher den Vermarktungswert etabliert. Dieser ermittelt den durchschnittlichen, mengengewichteten Erlös in allen Stunden, in denen Solarstrom eingespeist wird und der Preis größer oder gleich null Euro pro Megawattstunde beträgt. Er ist jedoch nur in Kombination mit der Vermarktungsmenge aussagekräftig, da aufgrund der Abschaltung bei negativen Preisen nicht alle Kilowattstunden der Jahresproduktion vermarktet werden (Tabelle 1).

Vergleicht man nun die modellierten Ergebnisse aus dem BWE-Szenario für eine Photovoltaikanlage mit einer Leistung von einem Megawatt im Jahr 2035, so ergibt der Vermarktungswert nicht nur ein deutlich realistischeres Ergebnis, sondern auch einen höheren Erlös. Und dies obwohl circa neun Prozent der Jahresproduktion nicht vermarktet werden können, sondern die Photovoltaikanlage in Zeiten negativer Preise abgeregelt wird. Die Zahlen beruhen hierbei auf dem deutschlandweiten Portfolio und können für Einzelanlagen je nach ihrem Verhältnis zum deutschlandweiten Durchschnitt abweichen.

Die Ergebnisse einer solchen Preismodellierung hängen maßgeblich von den getroffenen Annahmen zur Entwicklung der Rohstoffpreise, des Kraftwerksparks und des Zubaus erneuerbarer Energien sowie der Nachfrage ab. Die jüngsten Entwicklungen beim Öl- und Gaspreis zeigen, wie schwierig solche Prognosen für die Zukunft sind. Deshalb modelliert man meist zur Sensitivitätsanalyse mehrere Szenarien mit verschiedenen Annahmen. Es ist daher nicht unwahrscheinlich, dass die tatsächlichen Werte 2035 im Niveau etwas abweichen, die Mechanik zwischen Baseload, Marktwert und Vermarktungswert bleibt jedoch relativ konstant. (Tobias Kurth)

Durchschnittlicher ErlösVermarktete MengeErlös
Baseload54 €/MWh
Marktwert50 €/MWh1.000 MWh50.000 €
Vermarktungswert64 €/MWh912 MWh58.368 €

Tabelle 1: Vergleich der üblichen Indizes Baseload und Marktwert mit dem von Energy Brainpool entwickelten Vermarktungswert für Photovoltaik im Jahr 2035.

Tobias Kurthist Geschäftsführer von Energy Brainpool. Sein Fokus liegt auf der Markttransformation erneuerbarer Energien. Zu seinem Tätigkeitsbereich zählen Strompreisanalysen, Studien und Schulungen sowie im Rahmen der operativen Beratung von Unternehmen die Entwicklung von Geschäftsmodellen und Vermarktungsstrategien für erneuerbare Energien und weitergehende Dienstleistungen.