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 keine Entschädigung mehr für alle Zeiträume (gemessen in Viertelstunden) erhalten, an denen die Strompreise an der Strombörse unter Null rutschen. Die Anzahl der Zeiten, in denen der Börsenstrompreis negativ ist, hat in den Jahren seit seiner Einführung 2008 zugenommen, 2025 waren es 576 Stunden (s. Abb. 1). Schreibt man diesen Trend als exponentiellen Anstieg fort, so wird die Anzahl noch einige Jahre weiter zunehmen – und zwar so lange, bis genügend Stromspeicher (Batteriespeicher) im Stromnetz eingebaut sind und ausgleichend auf die elektrische Leistung im Netz wirken. Neben dem massiven Zubau von Langzeitspeichern und einer gezielten Steuerung des Verbrauchs fehlen derzeit noch die Werkzeuge, um 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.

In unserem 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 („Smart Meter“), ohne Batteriespeicher und ohne jeglichen Eigenverbrauch verlorengehen, wenn diese Anlage wegen des Solarspitzengesetzes in Zeiten negativer Börsen-Strompreise auf 60% gedrosselt wird u. Als Faustformel für ein Jahr gilt:

Der Faktor 1,9 berücksichtigt zwei Effekte: Erstens treten negative Strompreise häufiger in den Nachmittagsstunden auf, also dann, wenn eine nach Süden ausgerichtete PV-Anlage noch stark ins Stromnetz einspeist und dadurch von der Kappung auf 60% betroffen ist. Zum anderen schwankt die Sonneneinstrahlung nicht nur in Stunden-Intervallen, sondern auch kurzfristiger.

Berechnungsbeispiel: Ertragseinbußen

Letztes Jahr (2025) gab es in Deutschland 576 Stunden mit negativem Börsen-Strompreis, die durch 8760 Stunden (der Dauer des Jahres) geteilt werden. Mit 1,9 % multipliziert erhält man daraus 12,5% Ertragseinbuße, d.h. elektrische Energie, die weder ins öffentliche Stromnetz eingespeist noch finanziell vergütet wurde. Würden in einem der kommenden Jahre eintausend Stunden mit negativem Börsen-Strompreis erreicht, so hätte dies knapp 22% Ertragseinbuße zur Folge.

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 für vier unterschiedliche Szenarien, d.h. politisch gegebene 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 zwar keine Prognose für die Anzahl der Stunden mit negativem Börsen-Strompreis, doch haben wir ein Kriterium aus Stromangebot und -nachfrage angesetzt, aus dem sich abschätzen lässt, wie wahrscheinlich negative Börsen-Strompreise 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 dieses Jahr). 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 seitdem einer 60%-igen Leistungsbegrenzung am Einspeisepunkt. Der neueste Entwurf zur Novelle des EEG sieht vor, dass mit Ausnahme von Steckersolargerärten alle PV-Anlagen bis 25 kW_p (noch in Diskussion - eventuell auch bis 100 kW_p) ab dem Jahr 2027 sogar auf 50 % ihrer Leistung am Einspeisepunkt dauerhaft begrenzt sein müssen, wenn sie ihren Strom vermarkten. 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 nicht ins Stromnetz eingespeist – zum Vergleich: bei 60 % als Grenze sind es nur 8,3 % (vgl. Artikel vom 28. Feb. 2025 [1]). 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 Batterie-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. Beispiele für die derzeit anfallenden Gebühren finden Sie im Solarbrief 03/2025 [3].

Wir haben hier den Fall der unentgeltlichen Abnahme (geplante EEG-Novelle 2027), bei dem 60%-Leistungsgrenze gilt, nicht erwähnt.

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.

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] Artikel vom 26. Jan. 2026 im Solarbrief 03/2025 „Wirtschaftlichkeit nach Ende der EEG-Vergütung“: https://www.sfv.de/weiterbetrieb-ue20-wirtschaftlichkeit