Mehr Flexibilität bei der Energieverteilung

Normalerweise sind es hohe Strompreise, die zu Kritik an der Energiewende führen. Vor allem im Sommerhalbjahr geht es aber immer häufiger darum, dass die Preise zu niedrig sind. Preise von Null oder darunter treten an der Strombörse immer dann auf, wenn das Angebot größer ist, als die Nachfrage. Von April bis August geht die Niedrigpreise-Saison, an Pfingsten und Ostern sind negative Preise fast schon Normalität. Dann trifft die saisonal hohe Solarstrom-Erzeugung auf einen durch die Feiertage niedrigen Strombedarf in der Industrie.

Negative Strompreise senden ein Signal an den Markt

Im Grundsatz sind negative Preise nichts Schlimmes. Sie zeigen, dass der Strommarkt funktioniert, und senden ein Signal, den Verbrauch in diese Zeiten zu verlagern. Da in den letzten Jahren der Zubau der Solarstrom-Erzeugung rasant voranschritt, während es bei flexiblen Verbrauchern und Speichern vergleichsweise schleppend lief, treten negative Preise immer häufiger auf. Im Jahr 2023 lag der Strompreis am Day-Ahead-Markt in 260 Stunden bei null oder darunter, 2024 waren schon im Oktober 440 Stunden erreicht.

Ohne das Erneuerbare-Energien-Gesetz würde das Phänomen der negativen Strompreise vermutlich nur einige wenige Strommarkt-Fachleute interessieren. Doch drei Viertel der Wind- und Solaranlagen erhalten derzeit eine feste Einspeisevergütung aus dem EEG-Topf – und zwar auch dann, wenn der Markt durch negative Preise bereits einen Überfluss an Strom signalisiert. Neue und größere Anlagen müssen ihren Strom meist auf dem Markt verkaufen, für sie sinkt also der Anreiz bei negativen Preisen. Doch sie bekommen zumindest in den ersten Stunden der negativen Preise weiterhin eine Marktprämie über das EEG. Es gibt also immer häufiger Stunden im Jahr, in denen Wind- und Solaranlagen Geld aus dem EEG erhalten, obwohl ihr Strom nicht benötigt wird. Vor zehn Jahren fielen dafür bereits zweistellige Millionenbeträge an, mittlerweile ist von Milliarden die Rede - das ist schwer vermittelbar.

Erneuerbare Energien sind stark - Flexibilität ist gering

Dass es überhaupt negative Strompreise gibt, kann man dem EEG hingegen nicht anlasten. Sie sind kein rein deutsches Phänomen. Wie eine Analyse des europäischen Stromwirtschaftsverbandes Eurelectric zeigt, ist der Strombedarf in der EU im Jahr 2023 deutlich gegenüber dem Vorjahr gesunken. Das liege vor allem an einer Konjunkturdelle in der Industrie. Zudem sei die Elektrifizierung nicht so schnell vorangekommen wie erwartet. Damit sind nicht nur Verkehr und Gebäudeheizung gemeint, sondern auch die Industrie. Zusammen mit der gestiegenen Ökostrom-Erzeugung und einer weiterhin geringen Flexibilität ergibt sich so ein zeitweises Überangebot an Strom.

In den meisten Stunden mit negativen Preisen liegen diese nur um wenige Euro unter der Nulllinie, sagt Josephine Steppat, Analystin bei Energy Brainpool, die Extremwerte werden aber stärker. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion hat eine solche Situation am Ostermontag 2024 beobachtet. Am Day-Ahead-Markt zahlte man zeitweise mehrere hundert Euro, um eine Megawattstunde Strom loszuwerden, auf dem Intraday-Markt sogar vierstellige Beträge. Das deckt sich mit einer Auswertung von Energy Brainpool: Die Börsenstrompreise fluktuieren viel stärker als noch vor der Energiekrise. Es ist das passiert, was Fachleute schon seit Jahren ankündigen: die erneuerbaren Energien sind systemprägend geworden. Doch die nötige Flexibilität als Ausgleich hinkt hinterher. So erfreulich der Fortschritt bei den erneuerbaren Energien ist – diese Diskrepanz darf nicht zum Dauerzustand werden. Angebot und Nachfrage müssen wieder zusammenfinden. Das gilt nicht nur für den Börsenhandel, sondern auch für die lokale Verteilung des Stroms. Ebenfalls drastisch gestiegen sind nämlich die Kosten für den Redispatch, also das Engpassmanagement im Netz.

Weniger Förderung für weniger negative Preise

Das heißt im Umkehrschluss, dass nun schnell mehr Anreize und Möglichkeiten geschaffen werden müssen, die Produktionsspitzen für den Ökostrom zu verschieben oder gezielt aufzunehmen. Die scheidende Bundesregierung will im ersten Schritt daher zu Zeiten negativer Strompreise die EEG-Förderung komplett einstellen. „Dass man für Strom auch bei negativen Preisen eine Einspeisevergütung bekommt und dadurch die volkswirtschaftlichen Kosten steigen, macht keinen Sinn“, sagte Wirtschaftsminister Robert Habeck auf dem Forum SolarPlus Ende November. Der aktuelle Plan seines Ministeriums ist es, die bisher stetige Einspeisevergütung bei negativen Preisen auszusetzen. Auch die Prämie für die Direktvermarktung soll bei negativen Preisen komplett wegfallen.

Ein Szenario des Analysehauses Energy Brainpool zeigt, dass die von Habeck geplanten Änderungen dazu führen würden, dass die negativen Preise auf dem Strommarkt binnen weniger Jahre verschwinden würden. Doch der starke Ausbau erneuerbarer Energien würde bis in die 30er Jahre die Stunden mit quasi kostenlosem Börsenstrom auf ein Mehrfaches des heutigen Wertes ansteigen lassen. Das klingt für Stromkunden attraktiv, doch für Wind- und Solarstromerzeuger geht diese Rechnung nicht auf. „Wenn ich 50 % meiner Jahresproduktion für Null Euro verkaufe, habe ich wenig verdient“, fasst Tobias Kurth von Energy Brainpool zusammen. Wer es mit der Energiewende ernst meint, muss also einen Rahmen dafür schaffen, dass der Ausbau der Flexibilität deutlich an Fahrt gewinnt.

Kommt ein „Speicher-Tsunami“ auf Deutschland zu?

Eine Lösung für PV-Anlagenbetreiber, die Stunden mit negativen Börsenpreisen zu umgehen, sind Speicher. „Schon heute gibt es Großspeicher mit einer Kapazität von rund 2 GWh, die häufig an Solarkraftwerken installiert sind. Sie dienen dazu, für den Solarstrom bessere Marktwerte zu erzielen“, sagt Bernhard Strohmayer, Leiter Erneuerbare Energien beim Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne). Man könnte diese Solarspeicher technisch im Winter nutzen, um Windstrom aufzunehmen und Dunkelflauten zu überbrücken. Doch viele dieser Speicher wurden über die Innovationsausschreibung des EEG als Solarstrom-Speicher gefördert und dürfen ausschließlich für den vor Ort erzeugten Solarstrom genutzt werden. Ihr Potential liegt im Winter weitgehend brach. Darum rücken auch Großspeicher ohne Solarkraftwerke in den Fokus. Sie sollen bei Niedrigpreisen Strom aus dem Netz aufnehmen.

In Deutschland befinden sich derzeit Großspeicher mit einer Gesamtleistung von rund 2,5 GW in Planung, wie aus dem Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur hervorgeht. Um Dimensionen höher liegen die Anschluss-Anfragen bei den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern. Nach einer Umfrage des pv magazine lagen zum Jahreswechsel 650 Anschlussanfragen über insgesamt 226 GW Speicherleistung vor. Wie weit diese Projekte gediehen sind, weiß man nicht. Thomas Dederichs, Leiter Strategie und Energiepolitik beim Übertragungsnetzbetreiber Amprion, spricht aber bereits von einem „Tsunami von Anschlussbegehren“.

Neue Regeln für schnellen Batteriespeicher-Ausbau

Doch bisher hält eine Staumauer aus technischer Komplexität und regulatorischen Wirren diesen Tsunami zurück. Das technische Dilemma: Die Speicher sollen auf den Strommarkt reagieren. Systemdienlich heißt dieses Verhalten. Es unterscheidet sich vom sogenannten netzdienlichen Betrieb – und kann manchmal sogar den gegenteiligen Effekt haben. Wenn die Speicher nämlich je nach Preissituation sehr große Leistungen ein- oder ausspeisen, können sie damit das Netz an seine Grenzen bringen. Stellenweise müsste das Netz ertüchtigt werden, um diese Strommengen durchleiten zu können. Dafür stellen die Netzbetreiber den Speicherbetreibern sogenannte Baukostenzuschüsse in Rechnung. Das macht viele Speicherprojekte unwirtschaftlich. Ob diese Praxis rechtens ist, verhandelt gerade der Bundesgerichtshof. Wenn es gelingt, eine regulatorische Lösung für dieses Problem zu finden, wird die Speicher-Leistung vermutlich rasant steigen.