Energiemarkt

So funktioniert die Direktvermarktung in Frankreich

Michael Hahn, 26.04.17
Das 2015 eingeführte französische Modell besitzt Ähnlichkeiten zum deutschen System, in einigen wichtigen Details geht das Nachbarland aber einen anderen Weg.

2016 wurde in Frankreich die Förderung Erneuerbarer-Energien-Anlagen umgestellt, von einer festen Einspeisevergütung auf das Prinzip der Direktvermarktung plus gleitender Marktprämie. Anlagenbetreiber sind damit verpflichtet, ihren Strom am Markt zu verkaufen. Sie können ihre Einnahmen durch gezielte Verkaufstaktiken gegenüber der festen Einspeisevergütung auch steigern. Ein ähnliches System wurde bereits 2012 in Deutschland eingeführt. Hintergrund sind die geltenden Beihilfeleitlinien der Europäischen Union.

Ebenso wie im deutschen Modell soll in Frankreich eine zusätzliche pauschale Managementprämie für den Aufwand der Vermarktung entschädigen. Im Unterschied zu Deutschland entfällt in Frankreich allerdings die Marktprämie, sobald die Preise am Day-Ahead-Markt der Strombörse negativ werden. Als zusätzlichen Anreiz, in diesem Fall abzuschalten statt den Strom etwa am Intraday-Markt zu verkaufen, können Anlagen eine zusätzliche Prämie erhalten; jedoch nur, wenn es über das Jahr gesehen zu einer bestimmten Mindestanzahl von Stunden mit negativem Börsenpreis kam: 15 Stunden bei Photovoltaik und 20 Stunden bei Onshore-Wind. Angaben der französischen Energieregulierungsbehörde CRE zufolge sind negative Preise in den letzten Jahren nur selten aufgetreten. Von 2012 bis 2014 hätten sie höchstens 0,2 Prozent der Gesamtstundenzahl eines Jahres ausgemacht.

Rückkehr zu fester Einspeisevergütung möglich

Die Auszahlung der Markt- und Managementprämien wird vom französischen Energieriesen EDF verwaltet. Die CRE veröffentlicht im Vorfeld die monatlichen technologiespezifischen Referenzmarkterlöse. Seit Anfang dieses Jahres wurde außerdem ein Kapazitätsmarkt eingeführt. Betreiber werden dazu verpflichtet, ihre installierte Gesamtkapazität zu zertifizieren. Stromversorger müssen genügend dieser Kapazitätszertifikate erwerben, um den Verbrauch ihrer Kunden decken zu können. Der Erlös aus dem Verkauf der Zertifikate wird bei den Betreibern von der jeweiligen Marktprämie abgezogen. Durch Kapazitätsmärkte sollen Blackouts vermieden werden. Die deutsche Bundesregierung hat sich allerdings in ihrem Strommarktgesetz gegen die Einführung entschieden und setzt stattdessen auf flexible Erzeuger und Verbraucher, um Schwankungen auszugleichen.

Betroffen vom neuen französischen Direktvermarktungsmodell sind alle Großanlagen mit sogenannter reifer Technologie: Wasserkraftwerke über 500 Kilowatt (KW), Windkraftanlagen an Land und auf See, Biogasanlagen zwischen 500 KW und zwölf Megawatt (MW), Photovoltaik über 500 KW, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen zwischen 300 KW und einem MW, Biomasseprojekte über 300 KW sowie Geothermiekraftwerke. Betreiber von Anlagen mit fester Einspeisevergütung können zur Direktvermarktung wechseln und haben die Möglichkeit, innerhalb einer dreijährigen Frist diesen Wechsel wieder rückgängig zu machen. Die genauen Bedingungen dafür ebenso wie weitere Verordnungen zur Direktvermarktung sollen noch in zukünftigen Erlassen festgelegt werden.

Unterschiede zwischen Neu- und Bestandsanlagen

Grafik: Statkraft

Ein Interview zum Thema finden Sie in der Ausgabe 5/2017 von neue energie.

Die Informationen zur Direktvermarktung in Frankreich stammen vom Deutsch-Französischen Büro für die Energiewende und vom Direktvermarkter Statkraft.

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