Strompreise fallen ins BodenloseDas passiert, wenn Sonnenstrom das Netz flutet
Deutschland kämpft mit einem neuen Energieproblem: An sonnigen Feiertagen flutet Solarstrom das Netz. Das Stromnetz läuft am Limit. Die Preise fallen ins Bodenlose. Was passiert, wenn Strom plötzlich minus 85 Cent die Kilowattstunde kostet? Und wie wahrscheinlich ist deshalb ein Stromausfall?
Am 30. April leuchten alle Warnsignale des deutschen Strommarktes auf. „An die fünf Millionen Besitzerinnen und Besitzer von Solaranlagen in Deutschland: Wenn ihr etwas Gutes für Versorgungssicherheit, Energiewende und Bundeshaushalt tun wollt, schaltet morgen eure PV-Anlage ab“, warnen Energieexperten.
Denn der Wetterbericht zeigt für den 1. Mai Sonne pur an. Deutschland aber fährt herunter. Am Tag der Arbeit steht die Wirtschaft still. Die deutschen Solaranlagen laufen trotzdem – und erzeugen Strom, den niemand benötigt: An der Strombörse fallen die Preise zwischenzeitlich auf minus 85 Cent je Kilowattstunde. Stromverbrauch bringt plötzlich bares Geld. Berichten zufolge verdienen einzelne Haushalte 30 bis 40 Euro.
Aber die Solarflut an Feiertagen hat eine Kehrseite. Sie bringt das Netz ans Limit. Davor warnen die Netzbetreiber seit einiger Zeit. Sie sind für den sicheren Netzbetrieb und somit die funktionierende Stromversorgung verantwortlich. Warum greifen sie nicht ein? Weil der Strommarkt mit den negativen Strompreisen funktioniert hat, wie er soll, und das Problem allein gelöst hat.
Die Strombörse
Strom wird in Deutschland und Europa wie andere Rohstoffe an einer Börse gehandelt. Das Prinzip ist immer dasselbe: Angebot und Nachfrage bestimmen den Preis. In Europa gibt es zwei Handelsplätze: Die EPEX SPOT in Paris ist auf den kurzfristigen Stromhandel spezialisiert, die EEX in Leipzig auf den langfristigen, also auf den Terminmarkt.
Am Terminmarkt können sich Stromversorger oder Unternehmen Strom bereits Monate oder Jahre im Voraus einkaufen. Die langfristigen Vereinbarungen sind Grundlage für die bekannten Ein-Jahres-Verträge mit Preisgarantie für Privatkunden. Bei diesen Verträgen zahlt man nie den günstigsten Preis, macht sich aber von Preisschwankungen unabhängig. Haushalte, aber auch Unternehmen wissen immer, mit welchen Kosten sie in den kommenden Monaten kalkulieren müssen.
Am Spotmarkt in Paris wird der Strom dagegen zur sofortigen Auslieferung gehandelt: Am Day-Ahead-Markt kaufen und verkaufen Erzeuger und Abnehmer den Strom einen Tag vor der Auslieferung. Am Intraday-Markt sind Angebot und Nachfrage noch flexibler. Dort wird der Strom noch am selben Tag geliefert.
Das Wetter gibt den Ton an
Speziell beim kurzfristigen Handel spielen Wettermodelle eine entscheidende Rolle. Von Wind und Sonnenschein hängt ab, wie viel Strom Windräder und Solaranlagen erzeugen, der verkauft und abgenommen werden kann.
Speziell im Frühjahr ist die Wahrscheinlichkeit hoch, dass die Sonne scheint. Viele Solaranlagen laufen wie in diesem Jahr auf Hochtouren. Außerdem sind Verbrauchsmuster wichtig, um Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen: An Feiertagen ist der Stromverbrauch halb so hoch wie an einem Werktag. Am Spotmarkt entsteht somit häufig ein Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch – auch regional: Die verbliebenen Stromabnehmer befinden sich nicht immer dort, wo tatsächlich die Sonne scheint. Der Strom muss also weite Strecken durch das deutsche Stromnetz zurücklegen, um überhaupt verbraucht werden zu können. Der Markt versucht, dieses Problem wie am 1. Mai mit negativen Strompreisen zu lösen, um kostspielige Eingriffe in das Stromnetz zu vermeiden.
„Am Day-Ahead-Markt kann der Strompreis maximal auf minus 500 Euro pro Megawattstunde fallen“, sagt Energieexperte Leonhard Gandhi vom Fraunhofer-Institut für solare Energiesystem (ISE). Das entspricht minus 50 Cent pro Kilowattstunde. „Bekommen die Vermarkter den Strom nicht verkauft, können sie ihre Anlagen abregeln oder es tags darauf im Intraday-Handel erneut versuchen.“
Dann drohen jedoch deutlich größere Verluste: Im Intraday-Handel liegt die Preisgrenze bei minus 10.000 Euro pro Megawattstunde. Mit jeder eingespeisten Kilowattstunde gehen den Vermarktern also 10 Euro verloren.
Die hohe Einspeisevergütung
Warum also speisen sie überhaupt zu diesen Minuspreisen ein? Eine Herausforderung sind Privathaushalte mit kleinen Solaranlagen. Diese erhalten wie andere Erneuerbare eine feste Einspeisevergütung – egal, ob das Netz bereits überlastet ist oder nicht. Schalten diese ihre Anlagen an sonnigen Tagen nicht freiwillig ab, versuchen die Übertragungsnetzbetreiber den Strom an der Börse mit Minuspreisen zu verkaufen, um anderen Marktteilnehmern anzuzeigen: „Jetzt wäre ein guter Zeitpunkt, eure Anlagen abzuschalten und unseren Strom zu verbrauchen. Ihr bekommt sogar Geld dafür.“ Sie verlieren an Tagen wie dem 1. Mai Millionenbeträge.
Theoretisch können diese Haushalte auf die feste Vergütung verzichten und ihren Strom über einen privaten Vermarkter ebenfalls an der Börse anbieten, wenn sie einen Smart Meter besitzen. Der Vermarkter würde die Solaranlage abregeln, wenn die Strompreise negativ werden, um bei Minuspreisen kein Geld zu verlieren. Speziell ältere PV-Anlagen erhalten aber Vergütungssätze von mehr als 10 Cent je Kilowattstunde. Für sie ergibt die Direktvermarktung finanziell zumeist keinen Sinn.
Ein folgenschweres Missverständnis
Kleine Solaranlagen mit Einspeisevergütung sind aber mitnichten die einzigen, die ins volle Netz einspeisen. Auch thermische Kraftwerke erzeugen Strom, obwohl der Preis ins Bodenlose fällt: „Das muss Wärme liefern und produziert Strom deshalb unabhängig vom Börsenstrompreis“, sagt Gandhi.
Die größte Herausforderung sind ihm zufolge jedoch Besitzer großer PV-Anlagen, deren Strom eigentlich an der Börse vermarktet wird und die somit keinen finanziellen Anreiz haben, ins volle Netz einzuspeisen: „Das sind große Solarparks oder Dachanlagen. Hier besteht tatsächlich großer Handlungsbedarf, weil die Vermarkter Geld verbrennen und Kosten für die Allgemeinheit verursachen. Darauf muss der Fokus liegen.“
Dem Experten zufolge beruht das schädliche Verhalten höchstwahrscheinlich auf einem Missverständnis: Beispielsweise dürfen Unternehmen, die eine PV-Anlage, aber mehrere Betriebsstandorte haben, den erzeugten Strom auf alle Standorte verteilen. Auf dem Papier jedenfalls, also rechnerisch. In der Strombilanz sieht es anschließend so aus, als hätte das Unternehmen seinen erzeugten Strom selbst verbraucht. Tatsächlich wurde der überschüssige Strom eingespeist. Die anderen Standorte haben Strom bezogen, der anderswo erzeugt wurde. Der Energieexperte hofft, dass der 1. Mai für einen Aha-Effekt gesorgt hat und die zuständigen Stromvermarkter wachrüttelt.
Das Solarspitzengesetz
Die gute Nachricht ist: Es drohen trotzdem keine großflächigen Blackouts. Das Problem wird sich nicht einmal dramatisch verschärfen, auch wenn die installierte Solarleistung wie geplant weiter kräftig steigt. Denn die Ampel-Koalition hat auf ihren letzten Metern vorgesorgt und das Solarspitzengesetz auf den Weg gebracht: Seit Februar 2025 erhalten neue Solaranlagen keine Einspeisevergütung mehr, wenn die Strompreise negativ sind. Die Besitzer haben somit keinen wirtschaftlichen Anreiz, an sonnigen Feiertagen einzuspeisen und das Netz zu belasten. Für sie ist es lohnenswerter, die PV-Anlage auszuschalten.
Außerdem werden immer mehr Batteriespeicher installiert, die den überschüssigen Strom in Zukunft aufnehmen und für den späteren Verbrauch sichern können. Negative Strompreise sollen damit in Zukunft minimiert, idealerweise sogar verhindert werden.
Doch speziell der Ausbau großer Batteriespeicher hängt von politischen Rahmenbedingungen ab, kann also verzögert werden. Dann würde sich die Lage nicht verschlimmern, aber auch nicht verbessern.
Die Fernsteuerung
Dennoch besteht kein Grund zur Panik. Denn selbst wenn der Markt versagt und der Strom im Intraday-Handel zu Preisen von minus 10 Euro je Kilowatttstunde wider Erwarten nicht verkauft werden kann, wurden Vorkehrungen für die sichere Stromversorgung getroffen. Schätzungsweise 63 Prozent aller Solaranlagen verfügen über eine Steuerbox. Diese können Direktvermarkter, also Energieunternehmen, nutzen, um private Solaranlagen aus der Ferne abzuschalten, damit ihre Kunden in solchen Fällen kein Geld verlieren. Darauf dürfen im Notfall aber auch die Netzbetreiber zugreifen, um Stromerzeugung und -verbrauch in Einklang zu bringen und das Netz zu stabilisieren.
Verfügt eine neue Solaranlage nicht über eine Steuerbox, dürfen sie maximal 60 Prozent ihrer Leistung einspeisen. Sie sind also gedrosselt unterwegs, um einen sicheren Netzbetrieb herzustellen. Auch das schreibt das Solarspitzengesetz vor.
Eine Notbremse und die Hausautomatisierung
Reichen auch diese Maßnahmen nicht aus, verfügt das Stromnetz sogar über eine Art Notbremse: Die deutschen Solaranlagen fahren von allein runter, wie Leonhard Gandhi erklärt: „Alle Wechselrichter in Deutschland fahren bei einer zu hohen Netzfrequenz, also Überlastung, schrittweise allein herunter und reduzieren ihre Einspeiseleistung. Auch Altanlagen. Das war früher nicht der Fall, aber die wurden alle nachgerüstet.“
Insofern muss niemand aus Panik seine private Solaranlage abschalten, wenn auch an Pfingsten die Sonne knallt. Wer allerdings etwas Gutes für die Allgemeinheit tun möchte, darf das gerne tun. „Man kann die Hausautomatisierung so programmieren, dass in solchen Fällen selbst verbraucht, eingespeichert oder notfalls abgeregelt wird, aber nicht eingespeist. Das ist nicht kompliziert“, sagt Gandhi. Ihm zufolge muss man nicht einmal auf die Einspeisevergütung verzichten: „Seit dem Solarspitzengesetz kann man gegenüber dem Netzbetreiber erklären, dass man auf die Vergütung bei negativen Strompreisen verzichtet. An anderen Tagen bekommt man dann eine leicht erhöhte Einspeisevergütung.“
