Im ersten Quartal 2019 ist die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen am Stromgroßhandelsmarkt EPEX Spot weiter angestiegen und erreicht bisher 89 Stunden. Das zeigt der Quartalsbericht des Monitorings der Direktvermarktung des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi), der vom Fraunhofer ISI, dem Fraunhofer IEE und dem IKEM erstellt wird. Damit übersteigt die Stundenzahl mit negativen Preisen bereits im ersten Quartal das Jahresniveau, das bis 2014 erreicht wurde.
Die Anzahl liege zwar noch unterhalb der Gesamtjahresstundenzahl mit negativen Preisen in den Jahren 2017 und 2018, sei jedoch um 19 Stunden höher als im ersten Quartal 2018. „In Anbetracht der weiter angestiegenen installierten Leistung aus erneuerbaren Energien ist die Anzahl Stunden mit negativen Preisen insgesamt noch als moderat anzusehen“, heißt es in dem Bericht. Negative Preise können insbesondere an windstarken Tagen auftreten, die gleichzeitig mit einer geringen Stromnachfrage wie an Sonn- oder Feiertagen zusammenfallen. Von Januar bis März 2019 sind bereits sechs Phasen mit negativen Preisen aufgetreten.
Marktpreisniveau bei negativen Preiszeiten 2019 vergleichsweise hoch
Das Handelsvolumen an der EPEX-Spot in Zeiten mit negativen Preisen erreichte dem Bericht zufolge bis Ende März 2019 bereits ca. 3,3 TWh. Bei einem mittleren Marktpreis von ca. -8 €/MWh ergibt sich daraus ein Transaktionsvolumen für die Handelsgeschäfte von ca. 28 Mio. €. Damit bewegt sich das Marktpreisniveau im Falle von negativen Preisen nur leicht im negativen Bereich, in den vergangenen Jahren wurden mit -14 €/MWh (2018) und -26 €/MWh (2017) deutlich niedrigere Werte festgestellt.
Die Anzahl der nach § 51 EEG 2017 nicht vergüteten Stunden – wenn die Handelspreise in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ sind – liegt für das Jahr 2019 damit bereits bei 56 Stunden. Für die von der Regelung betroffenen Anlagen reduziert sich die Marktprämie in dieser Zeit auf Null.
EUWID Themenpaket Neue Vermarktungsmodelle für erneuerbare Energien
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EUWID Themenpaket Neue Vermarktungsmodelle für erneuerbare Energien:
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Welche Perspektiven bieten sich Anlagenbetreibern in den Bereiche Windenergie, Bioenergie und Photovoltaik nach dem Förderende? Welche Rolle spielen Regionalstrommodelle, Community-Ansätze oder Eigenverbrauch?
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