Was ist die 6-Stunden-Regel?

Die 6-Stunden-Regel gilt für alle EEG-Anlagen, die nicht unter die Ausnahmeregelungen im folgenden Abschnitt fallen. Speist eine Anlage während einer Negativpreisphase Strom ins Netz ein, muss der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber bei der Übermittlung seiner Daten nach § 71 EEG 2017 die Strommenge mitteilen, die für den fraglichen Zeitraum eingespeist hat. Kommt er dieser Verpflichtung nicht nach, verringert sich der Förderungsanspruch für den Monat, in dem die Phase der negativen Strompreise ganz oder teilweise liegt, um fünf Prozent pro Kalendertag.

Nach § 51 EEG 2017 gilt die 6-Stunden-Regel nicht für die folgenden Anlagen:

Gegen Mitternacht eines Tages kommen starke Windböen auf, so dass die deutschen Windkrafträder sehr viel Strom bei geringer Nachfrage produzieren. Unflexible Atom- und Kohlekraftwerke drosseln ihre Produktion nicht rechtzeitig, sodass so viel Strom im Markt ist, dass keiner ihn mehr abnehmen kann und möchte: Die Preise an der Strombörse unterschreiten die Nullmarke und rutschen in den negativen Bereich. Diese Situation bleibt bis zum tageszeitüblichen Anstieg der Stromnachfrage um 8 Uhr morgens bestehen. Alle EEG-Anlagen, die zur fraglichen Zeit eingespeist haben, erhalten nun nachträglich keine Marktprämie für den Zeitraum von 0 bis 8 Uhr morgens.

Mit der 6-Stunden-Regel fließen die negativen Preise auch in die Berechnung des durchschnittlichen Monatsmarktwerts von EE-Anlagen ein, auf dessen Basis die Marktprämie für Bestandsanlagen nach EEG 2014 und früher kalkuliert wird. Sinkt der Monatsmarktwert, beispielsweise weil es im betreffenden Monat negative Preise gab, steigt die Marktprämie an. Diese wird den Betreibern jedoch nicht ausgezahlt, da die Betreiber ja für die entsprechenden Zeiten mit negativen Preisen keine Marktprämie erhalten.

Am Ende tragen die Anlagenbetreiber und ihre Direktvermarkter mit der 6-Stunden-Regel also ein höheres Preisrisiko, welches auch durch Studien bestätigt wird. Wie eine Studie von Energy Brainpool von 2014 prognostiziert, wird die Wahrscheinlichkeit für negative Börsenpreise in den kommenden Jahren eher zunehmen. Ausgehend von unserem Datenmaterial, siehe unten, können wir diese Tendenz zumindest für die Jahre 2016 und 2017 bestätigen.

In ihrem Bericht über die Mindesterzeugungsleistung 2019 hat die Bundesnetzagentur präzise fossile Energieträger als Hauptverantwortliche für negative Strompreise benannt: Die sogenannte "preisunelastische Erzeugungsleistung", mit anderen Worten die Menge des aufgrund mangelnder Flexibilität der Großkraftwerke trotz negativer Strompreise erzeugten Stroms, betrug bei den untersuchten elf Negativpreiszeiträumen 18.400 bis 24.300 MW. Dieser zuviel eingespeiste Strom ginge zu "zwischen 71 und 86 Prozent auf die Energieträger Kernenergie, Braun- und Steinkohle sowie Erdgas zurück."

Vor allem der fehlenden Flexibilität der fossilen Kraftwerke sei daher die Höhe des "konventionellen Sockels" anzulasten - nicht etwa der der sogenannten Mindesterzeugung. Diese muss, aufgrund der Notwendigkeit zur Erbringung von Systemdienstleistungen wie Regelenergie und Redispatch, in einer Größenordnung 4.145 und 8.625 MW ständig erbracht werden. Als Ausweg aus diesem Problem hat die Bundesnetzagentur eine klare Empfehlung: Mehr Flexibilität - unter anderem durch eine Erhöhung des Anteils von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien am Regelenergiemarkt.

Wie ein Whitepaper von Energy Brainpool aus dem November 2017 analysiert, wirkt sich die 6-Stunden-Regel zunehmend stärker auf die Erlöse von Windenergieparks aus. Laut der Analyse reduzieren sich die Erlöse aus Onshore-Windanlagen durch die Regelungen des § 51 EEG 2017 derzeit jährlich um 1,4 Prozent, Photovoltaikanlagen müssen auf 0,3 Prozent verzichten. Hochgerechnet auf den gesamten Förderungszeitraum von 20 Jahren bedeutet dies, konstante Verlustanteile angenommen, einen Gesamtverlust von 54.000 € pro installiertem MW bei Windenergieanlagen, Photovoltaikanlagen kommen auf ein Minus von 13.000 €.

Die Experten von Energy Brainpool empfehlen daher, die Sechs-Stunden-Regel als Risikofaktor bei der Planung von EE-Anlagen einzupreisen. Immerhin ist nach jetzigem Stand mit einem Verlust von rund drei Prozent der Investitionskosten bei Windenergieanlagen und etwa einem Prozent bei Photovoltaikanlagen zu rechnen.

In den obenstehenden Tabellen finden Sie für jedes Datum, an dem die 6-Stunden-Regel einmal oder mehrfach in Kraft trat, die Dauer und Uhrzeitangaben für den Geltungszeitraum des § 51 EEG 2017. Die Angaben stammen von netztransparenz.de, dem Informationsportal der deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Zur Datenquelle...

Befürworter der 6-Stunden-Regel argumentieren, dass sie gerecht sei, weil mit ihr EEG-geförderte Anlagen am Risiko von negativen Börsenpreisen beteiligt würden. Ausgangspunkt der Argumentation ist, dass die volatilen Energieträger Wind und Sonne Verursacher der negativen Börsenpreise seien, beispielsweise wenn es außergewöhnlich sonnig und/oder windig sei.

Gegner der 6-Stunden-Regelung kommen jedoch zu dem Ergebnis, dass nicht die fluktuierenden Erneuerbaren Energien die Ursache für negative Preise sind, sondern das derzeitige Strommarktdesign: Erneuerbare Energien aus Wind und Sonne haben die niedrigsten Grenzkosten im Markt – sie können beinahe ohne zusätzliche Kosten Strom produzieren.

Befindet sich nun zu viel Strom aus Wind und Sonne im Netz, sollten, ökonomisch wie ökologisch folgerichtig, eigentlich teurere und umweltschädlichere Kohle-, Atom- und Gaskraftwerke gedrosselt werden. Dies geschieht jedoch in der breiten Masse nicht – die ungebremste Stromproduktion der konventionellen Kraftwerke treibt den Strombörsenpreis ins Negative.

So betrachtet sollten eigentlich unflexible konventionelle Kraftwerke, nicht die Erneuerbaren Energien mit Regelungen wie der 6-Stunden-Regel dazu angehalten werden, keinen überschüssigen Strom ins Netz einzuspeisen und damit in Zeiten negativer Preise unnötig Strom aus fossilen, klimaschädlichen Ressourcen zu produzieren.