Wirtschaftlichkeit und negative Strompreise

Wenn an der Strombörse negative Strompreise auftreten, wird der Verkauf des erzeugten elektrischen Stroms an das Stromnetz zum Minusgeschäft. Anlagenbetreiber:innen sollen laut der geplanten Gesetzgebung weiterhin keine Entschädigung mehr für alle Zeiträume (gemessen in Viertelstunden) erhalten, an denen die Strompreise an der Strombörse unter Null rutschen; stattdessen werden die Erträge solcher Zeiten erst nach dem zwanzigjährigen Zeitraum der regulären Einspeisevergütung ausbezahlt. Aufgrund einer pauschalen Umrechnung der Stunden mit negativem Börsenstrompreis in sogenannte Vollastviertelstunden mit dem Faktor ½, dürfte hierbei ein Teil der EEG-Förderung stillschweigend verlorengehen. Der Grund hierfür ist, dass PV-Anlagen zu den Jahres- und Tageszeiten, zu denen in den letzten 15 Jahren negative Strompreise auftraten, mehr als 50% ihrer Peakleistung hatten. 

Die Anzahl der Zeiten, in denen der Börsenstrompreis negativ ist, hat in den Jahren seit seiner Einführung 2008 zugenommen: 2024 waren es 457, 2025 bereits 576 Stunden (s. Abb. 1). Dieser Trend wird sich noch so lange fortsetzen, bis genügend Stromspeicher (Batteriespeicher) im Stromnetz eingebaut sind und ausgleichend auf die elektrische Leistung im Netz wirken. Daneben hilft die gezielte Steuerung von Verbrauchern, die Lastspitzen im Netz effektiv zu brechen.

Zukunftsweisende Ansätze wie Energy Sharing oder dynamische Stromtarife könnten hier zwar gegensteuern, indem sie die Nachfrage an das Angebot anpassen. Doch für dieses sogenannte Demand-Side-Management gibt es eine technische Grundvoraussetzung: Wir brauchen eine deutliche Beschleunigung der Digitalisierung. Ohne den flächendeckenden Einbau intelligenter Messsysteme (Smart Meter) – auch bei kleineren Anlagen – lassen sich diese Steuerungspotenziale nicht nutzen. Letztlich zeigt sich hier eine technologische Lücke. Solange der Ausbau der digitalen Infrastruktur nicht mit dem Tempo des Solarausbaus Schritt hält, bleiben wertvolle Möglichkeiten zur Netzstabilisierung ungenutzt.

Im Artikel “Auswirkung der Einspeisebegrenzung auf den Energie-Ertrag” haben wir berechnet, wie viel Prozent des Ertrags einer nach dem 25. Feb. 2025 in Betrieb genommenen und nach Süden orientierten PV-Anlage mit intelligentem Messsystem, ohne Batteriespeicher und ohne jeglichen Eigenverbrauch verlorengehen. Als Faustformel für eine solche Volleinspeise-Anlage gilt für ein Jahr:

Der Faktor  1,3 berücksichtigt, dass negative Strompreise häufiger in den Nachmittagsstunden auftreten, also dann, wenn eine nach Süden ausgerichtete PV-Anlage noch stark ins Stromnetz einspeist.  

Anmerkungen

1. Angenommen, eine Vollspeise-Anlage mit intelligentem Messsystem ging im Januar 2026 in Betrieb und im Lauf des Jahres (von 8760 Stunden Dauer) werden 600 Stunden mit negativem Börsen-Strompreis auftreten, was in der Konsequenz bedeutet, dass rund 9% der jährlichen eingespeisten Stromerträge nicht vergütet werden. In §51a EEG wurde ein Kompensationsmechanismus eingeführt, sodass diese entgangenen Viertelstunden in sogenannte „Volllastviertelstunden“ umgerechnet an den Vergütungszeitraum von 20 Jahren angehängt werden und diesen Zeitraum verlängern.
2. Die Anzahl der Stunden mit negativem Strompreis wird in diesem und den kommenden beiden Jahren vermutlich über dem Wert des Jahres 2025 liegen (vgl. Abb. 1).

Für PV-Anlagen ohne Eigenverbrauch und ohne Batteriespeicher ist es daher aus finanzieller Sicht entscheidend, wie viele Stunden mit negativem Börsen-Strompreis in den kommenden Jahren auftreten. Eine Studie des Fraunhofer-Instituts ISE in Freiburg aus dem Jahr 2024 [2]  prognostiziert die Stromgewinnung und Stromverbrauch in Deutschland bis ins Jahr 2045 in Abhängigkeit unterschiedlicher politisch vorgegebener Randbedingungen. Beispielsweise bedeutet das Szenario „Beharrung“, möglichst lange am alten Energiesystem festzuhalten (d.h. Verbrauch fossiler Energieträger für Heizung und Kraftwerke, Ausbau von Photovoltaik wie bisher, kein Einbau von Batterie-Speichern im Stromnetz). Im Gegensatz dazu steht „Effizienz“ für den möglichst raschen Umstieg auf erneuerbare Energien, während Gebäude thermisch gedämmt, mit Wärmepumpen beheizt und Emissionen im Verkehr durch Elektrofahrzeuge eingespart werden. Die Fraunhofer-Studie enthält allerdings keine Prognose für die Anzahl der Stunden mit negativem Börsen-Strompreis. Bildet man jedoch das Verhältnis aus Angebot und Nachfrage elektrischer Energie im deutschen Stromnetz und vergleicht es mit dem Börsen-Strompreis der letzten Jahre, so ergibt sich eine Korrelation, mit deren Hilfe sich abschätzen lässt, wie wahrscheinlich negative Börsen-Strompreise in den kommenden Jahren pro Szenario auftreten. Hätte die Bundesregierung die erneuerbaren Energien mitsamt dem Stromnetz-Ausbau, den Batteriespeichern, intelligenten Messsystemen sowie flexibler Verbrauchersteuerung konsequent vorangetrieben, würden negative Börsen-Strompreise bereits in diesem Jahr wieder seltener werden als letztes Jahr. Dagegen treten im Szenario „Beharrung“ bis 2029 häufiger negative Strompreise als 2025 auf (mit maximal 1010 Stunden im Jahr 2029). Bis 2035 verringern sich die Zeiten in beiden Szenarien auf ca. 245 Stunden und bis 2045 auf etwa hundert Stunden jährlich. Der Vergleich der beiden Szenarien (s. Abb. 1) verdeutlicht, welch drastischen Konsequenzen bei politischer Verzögerung von Bausteinen der Energiewende auftreten.

Betrieb von PV-Anlagen mit Leistungsbegrenzung am Einspeisepunkt

PV-Anlagen, die nach dem 25. Feb. 2025 in Betrieb gingen und (noch) kein intelligentes Messsystem besitzen, unterliegen einer 60%-igen Leistungsbegrenzung am Einspeisepunkt. Der neueste Entwurf zur Novelle des EEG 2027 sieht vor, dass mit Ausnahme von Stecker-Solargeräten alle ab 2027 neu in Betrieb genommenen PV-Anlagen bis 25 kW_p (noch in Diskussion – evtl. auch bis 100 kW_p) sogar auf 50 % ihrer Leistung am Einspeisepunkt dauerhaft begrenzt sein müssen. Beispielsweise darf eine 10 kW_p-Anlage selbst bei optimaler Einstrahlung dann nur noch maximal 5 kW elektrische Leistung ins Stromnetz einspeisen. Bei Südausrichtung und Betrieb ohne Eigenverbrauch und ohne Speicher werden innerhalb eines Jahres 14,8 % der elektrischen Energie dadurch nicht ins Stromnetz eingespeist – zum Vergleich: bei 60 % als Grenze sind es nur 8,3 %. Daher sollten PV-Anlagen bis 25 kW_p künftig immer mit einem Batterie-Speicher betrieben werden. Idealerweise wird die in der Batterie zwischengespeicherte Energie komplett selbst verbraucht. Will man zudem auch ins Stromnetz einspeisen, sollte ein Energie-Management-System zum Einsatz kommen, das den aktuellen Strompreis kennt und die Einspeisung strompreisabhängig optimiert, wobei zu keinem Zeitpunkt mehr als 50 % der Peak-Leistung ins Stromnetz abgegeben werden dürfen. Da die Einspeisevergütung laut der Novelle abgeschafft wird, muss die finanzielle Abrechnung durch einen Vermarkter erfolgen. Dies wird sich allerdings nur bei größeren PV-Anlagen finanziell lohnen, da bei Anlagen bis 25 kWp die Vermarktungsgebühren im Verhältnis zu den Einnahmen jedoch recht hoch sind und die Wirtschaftlichkeit stark beeinflussen. Beispiele für die derzeit anfallenden Gebühren finden Sie im Solarbrief 03/2025 [3].

Der Vollständigkeit halber sei erwähnt, dass die geplante EEG-Novelle 2027 auch den Fall der unentgeltlichen Abnahme vorsieht, bei dem der PV-Anlagenbetreiber die ins Netz eingespeiste elektrische Energie vollständig verschenkt. 

Um die Komplexität der Frage des effektiven Betriebs privater Stromspeicher angemessen darstellen zu können, planen wir eine eigenständige und vertiefende Betrachtung in Kooperation mit Partner:innen aus der Wissenschaft. Eine belastbare Prognose setzt voraus, dass wir den Eigenverbrauch unter Berücksichtigung der Betriebsführung der Speicher (prognosebasiert versus ungeplanter Betrieb) hochrechnen.

Danksagung

Für die Recherche nach geeigneten Daten, deren Zusammenstellung und weitgehende Auswertung danke ich Herrn Rehman Munir, der in seinem Studium im Fach Energie-Management an der Universität Koblenz mit der Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern im Stromnetz befasst hat. 
 

Literatur

[1] Artikel vom 28. Feb. 2025: https://www.sfv.de/analyse-auswirkung-solarspitzengesetz

[2] C. Thelen et al.: „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem“: https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien/wege-zu-einem-klimaneutralen-energiesystem.html  13. Nov. 2024

[3] https://www.sfv.de/sonstige-direktvermarktung-mit-luox