Was ist die 4- bzw. 6-Stunden-Regel?

Um Härten auszugleichen, die durch den Förderstopp entstehen, führte der Gesetzgeber im EEG 2021 den § 51a ein, der allerdings nur für Ausschreibungsanlagen gültig ist, die von der 4-Stunden-Regel betroffen sind. Danach verlängert sich der Förderzeitraum der entsprechenden Anlagen um die Zeiten, in denen die Anlagenbetreiber aufgrund von negativen Strompreisen in mindestens vier aufeinanderfolgenden Stunden keine Förderung erhalten haben. Anlagenbetreiber können also nach Ende der 20-jährigen Förderung die Stromeinspeisung mit Förderung nachholen, um damit ihre Verluste zumindest teilweise auszugleichen.

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 4- bzw. 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 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 4- bzw. 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.

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 zu viel 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.