Photovoltaik und Windkraft sind europaweit zu den führenden Stromerzeugungsquellen aufgestiegen und haben die fossilen Kraftwerke verdrängt. Welche Auswirkungen dies auf die Strommärkte hat, haben die Analysten von Enervis in ihrem nun veröffentlichten „Renewables Power Market Report 2025: Navigating volatility and cannibalisation“ untersucht. Darin stellen Sie einen Rückgang der durchschnittlichen Börsenstrompreise für das Vorjahr gegenüber 2023 fest. Allerdings blieben sie europaweit gesehen über dem Niveau der Vorkriegsjahre, vor allem wegen der höheren Gaspreise.
Zudem stellten die Analysten durch die stärkere Bedeutung der Erneuerbaren am Strommarkt eine höhere Saisonalität der Entwicklung fest. Hohe Erneuerbaren-Einspeisung im Frühjahr habe so für die niedrigsten Strompreise seit drei Jahren gesorgt. Sogenannte Dunkelflauten-Phasen – die es im November und Dezember 2024 gab – hatten jedoch auch sichtbare Auswirkungen auf die Preise. In diesen Monaten lagen die Strompreise deutlich über dem Niveau des Vorjahres.
Auffällig für nahezu alle Märkte, so die Analysten von Enervis in ihrer Studie, sei der anhaltend beachtliche Rückgang der Capture Rates für Photovoltaik-Anlagen. Besonders stark fiel dieser auch in Deutschland aus, wo Enervis für 2024 eine Capture Rate von nur 59 Prozent ermittelte. Den niedrigsten Wert in ganz Europa.
Die Capture Rate misst in Prozent das Verhältnis zwischen den erzielten Erlösen und dem Baseloadpreis, den ein Projekt in Abhängigkeit von seiner Technologie und den geografisch spezifischen erneuerbaren Energieressourcen in einem bestimmten Zeitraum erzielt. Die höchsten Capture Rates waren nach der Enervis-Analyse in Großbritannien (90 Prozent), Italien (86 bis 89 Prozent) und Finnland (86 Prozent) zu verzeichnen.
In Südosteuropa verzeichneten die Analysten hingegen eine sogenannte cross-border cannibalisation, also eine grenzüberschreitene Kannibalisierung. Ausgehend von Deutschland sind so die Capture Rate für Photovoltaik-Anlagen durch die Stromexperte auch in Österreich, Tschechien, der Slowakei, Ungarn und Rumänien deutlich gesunken und lagen nur noch bei 63 bis 66 Prozent. „In Zeiten hoher Photovoltaik-Erzeugung werden große Mengen an Strom aus Ländern mit hohem Photovoltaik-Anteil in Länder mit niedrigem Photovoltaik-Anteil exportiert“, heißt es in der Analyse. „Dieses zusätzliche Stromangebot senkt die inländische Capture Rates in den Ländern mit niedrigem Photovoltaik-Anteil schneller als der historische Trend in den Vorreitermärkten.“
Auch wenn die Baseload-Preise an der Börse 2024 immer noch höher lagen als in den Vorkrisenjahren führte die Kannibalisierung gerade bei Photovoltaik dazu, dass die Erlöse am Strommarkt sich weiter reduzierten. Für Photovoltaik-Anlagen in Deutschland verzeichnete Enervis einen Capture-Preis von 47 Euro pro Megawattstunde. Dies ist mehr als etwa in den nordischen Ländern oder auch Frankreich, Spanien und Portugal.
Wenn man die gestiegene Zahl an Stunden mit negativen Börsenstrompreisen betrachtet, betrifft diese auch vor allem die Produktion der Photovoltaik-Anlagen. In ganz Europa 2024 ist die Zahl gegenüber dem Vorjahr enorm gestiegen. So seien in Spanien erstmals negative Preisstunden zu verzeichnen gewesen, heißt es in der Studie. Die meisten gab es 2024 in den Niederlanden und Deutschland. Gerade mit Blick auf den PPA-Markt zeigt sich, dass die Abnehmer vor dem Hintergrund dieser Entwicklung zunehmend die Risiken teilen wollen. Die zu erlösenden PPA-Preise für die Erzeuger geraten somit unter Druck.
Enervis hat die Auswirkungen der negativen Preise für die Photovoltaik-Betreiber in Deutschland untersucht. So seien knapp 20 Prozent der Photovoltaik-Erzeugung 2024 von den negativen Strompreisstunden betroffen gewesen, wenn man sie ab der ersten Stunde wertet. Mit Blick auf die EEG-Förderung griff die Regelung, wonach keine Vergütung bei mindestens drei aufeinanderfolgenden Stunden mit negativen Börsenstrompreisen gezahlt wird. Dies betraf aber immerhin noch rund 16 Prozent der Erzeugung dieser Anlagen. Enervis hat auch dies mit der Windkraft verglichen, wo es nur maximal sechs Prozent des erzeugten Windstroms betrifft.
Kompensiert werden könnte dies mit zusätzlichen Speicherkapazitäten oder Flexibilitäten im Stromnetz. Doch diese wachsen weniger schnell als Photovoltaik und Windkraft zugebaut wird. So erwartet Enervis in seinem Basisszenario einen Zubau von 390 Gigawatt bei Erneuerbaren zwischen 2025 und 2030, aber nur etwa 93 Gigawatt an weiterer Speicherleistung. Damit werde es auf absehbare Zeit schwierig bleiben, die Mittagsspitzen bei der Photovoltaik-Erzeugung abzufedern und negative Preise zu verhindern. „In diesem Zeitraum wird erwartet, dass die Preisvolatilität voraussichtlich auf einem hohen oder höheren absoluten Preisniveaus bleibt sowie auch von einer zunehmenden Häufigkeit von Null- oder Negativpreisstunden und Knappheitspreisen ausgegangen“, heißt es in der Studie. „Anlagen, die dem System Flexibilität verleihen können, werden von hohem wirtschaftlichem Wert sein, insbesondere in dieser mittelfristigen Übergangsphase.“
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Den Begriff „Capture rate“ kannte ich vor diesem Artikel nicht. Habe die Definition gelesen, bin mir jedoch unsicher, was man aus der Capture rate konkret schließen kann.
Sicherlich landet ein Teil des deutschen PV-Stroms in Österreich und in osteuropäischen Ländern.
So landet ein Teil der deutschen Stromüberschüsse in österreichischen Pumpspeicherwerken und kommt wieder zurück, wenn der EE-Anteil in Deutschland niedrig ist.
Auch das Südschweden und Deutschland auf dieselbe Capture rate PV kommen, fällt mir nicht leicht zu erklären.
Da frage ich mich, ob man mit der Capture Rate überhaupt zu vernünftigen Aussagen kommt.
Wenn ich es richtig verstanden habe, bedeutet die Capture Rate von 59 Prozent im Fall von Deutschland Folgendes: Der Solarstrom, den deutsche PV-Anlagen 2024 erzeugt haben, wurde für 59 Prozent des durchschnittlichen Börsenstreimpreise verkauft, war also deutlich günstiger.
So ist es. Je niedriger die Capture Rate ist, umso schwerer ist es folglich brauchbare Erlöse für die Finanzierung zu erzielen.
Danke für die Erklärung.
Wenn ich Investor für PV-Anlagen wäre, würde mich allerdings eher der Capture price als die Capture rate interessieren – was hilft mir eine hohe Capture rate von 86% in Finnland gegenüber 59% in Deutschland, wenn da der mittlere Brörsenstompreis weniger als halb so hoch ist.sind.
Da haben Sie recht. Ich habe die Grafik zu den Capture Preisen für Photovoltaik nun noch im Artikel ergänzt.
Wobei die ‚Capture rate‘ keine Relation zum CO2-Preis bzw. den CO2-Kosten herstellt?
Also steht die Vermarktung des Stromes im Vordergrund (evtl. zur Planung von Versorgungstabilisierung) und der Klimaschutz ist eher nachgeordnet?
Diese Kennzahl kann man als Marktindikator einordnen?
Kann man es nicht auch umgekehrt sehen, Christopher? Wer das Glück hat, Solarstrom zu beziehen, spart im Vergleich zum durchschnittlichen Börsenstrompreis aktuell 40 Prozent ein. Jedenfalls so lange, bis die Speicherkapazitäten ausreichend ausgebaut sind und der überschüssige Strom nicht mehr verschleudert werden muss, sondern ins Backup-System geleitet werden kann.
Auch die Netzkosten scheinen in Deutschland überbewertet (vielleicht aufgrund der hohen (bzw. relativ höheren) Arbeits- und Kapitalrückstellungskosten), wenn die Stromerzeugungskosten, länderübergreifend, mit dem weitverteilten Angebot mit Netznutzung kaum erhöht werden(?)
Die 93 GW Speicherleistung kommen mir doch gewaltig konservativ vor wenn man bedenkt, dass weit über 200GW an Anfragen bei den Übertragungsnetzbetreibern vorliegen und bei regionalen haben wir noch keine Zahlen. Das ganze ist nur Deutschland und in rest Europa tut sich da sicher auch einiges. Sicher werden nicht alle Anfragen zu Speichern führen aber doch eine Menge. Bei gleichzeitig sinkenden Speicherkosten sind 93GW sogar nur für DE gesehen schon unfassbar konservativ. Noch dazu ist auch die Leistung alleine nicht wirklich aussagekräftige. GWh wären auch noch wichtig zu wissen.
Sehe ich auch so. Woher kommt die Zahl im Artikel? Hoffnungslos veraltet?
Diese Angabe bezieht sich auf große Batteriespeicher. Und auch wenn viel angekündigt oder beantragt ist, ist der Weg selbst bis 93 Gigawatt noch sehr weit, wie sie hier in dem Chart sehr schön sehen können: https://battery-charts.rwth-aachen.de/
Tja, wenn das Wachstum bislang ca. 4 GW im letzten Jahr war und ca. 100 in den nächsten 5 Jahren, ist es schon eine Verfünffachung.
Der Merit Order Markt hat in der Vergangenheit (zufällig) die kurzfristige Allokation (welches Kraftwerk soll in der nächsten Stunde laufen) und die langfristige Allokation (welche neuen Kraftwerke sollen gebaut werden) einigermaßen ordentlich gesteuert. Mit einem hohen Anteil an grenzkostenfreien Kraftwerken, und einem wachsenden Anteil an selten genutzten Back-up Kraftwerken, funktioniert das nicht mehr. Es braucht für den Anteil an grenzkostenfreien Kraftwerken andere Marktmechanismen, wie z.B. Auktionen für Einspeisevergütung oder Contracts for Differenz, oder einen atmenden Deckel bei kleinen Anlagen (im Prinzip ist das auch eine große Auktion). Es braucht also sowas wie das EEG.
Wie ist es dann mit der „Subvention“ durch das EEG? Ohne EEG Anlagen hatten wir jeden Tag zur Hauptverbrauchszeit hohe Börsenstrompreise durch dann laufende Gas-Grenzkraftwerke. Durch die Erneuerbaren wird dieser Preis sehr oft gedrückt, mitunter auf Null. Die Einsparung durch diesen Effekt ist ein positiver Effekt des EEG. Ironischerweise führt dieser Effekt auch noch zu einer höheren EEG „Umlage“, was dann wieder als Anzeichen für „Subvention“ gesehen wird.
Dieser Effekt lässt sich quantifizieren und lag in 2024 bei rund 30 Mrd Euro Einsparungen für die Stromverbraucher. Dem stehen rund 20 Mrd Euro EEG Umlage gegenüber.
Denkt man es einmal von vorne bis hinten durch, stellt man fest: ein großer Teil der EEG Umlage ist eine andere Art für gelieferten Strom zu bezahlen*. In einem sich verändernden Markt mit hohem Anteil an grenzkostenfreien Erneuerbaren braucht es mehr als den Merit Order Markt.
* Ein anderer Weg es zu verdeutlichen, wenn mittags zur Hauptverbrauchszeit 60 GW Bedarf durch 60 GW PV und Windkraft gedeckt sind, ist der Preis Null. Aber ist der Wert dann auch Null?
Daumen hoch für die anschauliche Erklärung/Beschreibung. 🙂
Jochen Marwede schreibt.
Der Merit Order Markt hat in der Vergangenheit (zufällig) die kurzfristige Allokation (welches Kraftwerk soll in der nächsten Stunde laufen) und die langfristige Allokation (welche neuen Kraftwerke sollen gebaut werden) einigermaßen ordentlich gesteuert. Mit einem hohen Anteil an grenzkostenfreien Kraftwerken, und einem wachsenden Anteil an selten genutzten Back-up Kraftwerken, funktioniert das nicht mehr. Es braucht für den Anteil an grenzkostenfreien Kraftwerken andere Marktmechanismen, wie z.B. Auktionen für Einspeisevergütung oder Contracts for Differenz, oder einen atmenden Deckel bei kleinen Anlagen (im Prinzip ist das auch eine große Auktion). Es braucht also sowas wie das EEG.
@ Jochen Marwede
Der Merit Order Markt würde auch heute noch funktionieren, er müsste nur so angewandt werden wie das bis 2010 von den Urvätern des EEG gesetzlich geregelt war.
Siehe hier
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Bis 2010 wurden die „grenzkostenfreien“ Erneuerbaren mit sogenannten Ökobändern „physisch“ dahin gewälzt, wo der Merit Order Effekt stattfindet, nämlich in die Bilanzkreise der Versorger Dort wurden sie Day Ahead dem Vortagshandel in den Marktmechanismus integriert, und konnten nach dem Merit Order Prinzip den Preis bestimmen. Das ist ab 2010 nicht mehr möglich. Seit 2010 sind die EE aus den Bilanzkreisen raus genommen, und müssen separat an der Börse vermarktet werden. Ihr Merit Order Effekt war somit tot. Und nicht nur das. An der Börse fallen die EE quasi als Überschuss an, und entwerten sich selbst. Das ist das, was man „Kannibalisierung nennt.
H.J. Fell einer der Väter des EEG bezeichnet diese Ermächtigungsverordnung von 2010 als den ersten schweren KO Schlag gegen das EEG, und ich nenne das hier seit Jahren das „Faule Ei“ das der Energiewende damals ins Nest gelegt wurde.
Dieser KO Schlag bringt die gesamte Energiewende in Misskredit. Ich erinnere an das EEG Konto, wo gerade wieder 18 Milliarden vom Staat ausgeglichen werden müssen. 18 Milliarden, die deshalb zustande kommen, weil sich die EE kannibalisieren und die erlöse auf dem Konto dadurch weniger werden.
Jochen Marwede schreibt.
Wie ist es dann mit der „Subvention“ durch das EEG? Ohne EEG Anlagen hatten wir jeden Tag zur Hauptverbrauchszeit hohe Börsenstrompreise durch dann laufende Gas-Grenzkraftwerke. Durch die Erneuerbaren wird dieser Preis sehr oft gedrückt, mitunter auf Null. Die Einsparung durch diesen Effekt ist ein positiver Effekt des EEG. Ironischerweise führt dieser Effekt auch noch zu einer höheren EEG „Umlage“, was dann wieder als Anzeichen für „Subvention“ gesehen wird.
Dieser Effekt lässt sich quantifizieren und lag in 2024 bei rund 30 Mrd Euro Einsparungen für die Stromverbraucher. Dem stehen rund 20 Mrd Euro EEG Umlage gegenüber.
@ Dass ich das hier noch erleben durfte, dass einer so exakt darstellt, was ich hier gebetsmühlenartig als den Kosten/Nutzen Effekt bezeichne, der der Energiewende mit dem „Faulen Ei“ von 2010 nicht nur entzogen, sondern sogar noch ins Gegenteil umgewandelt wird, indem die sinkenden Börsenpreise zur höheren EEG Umlage führen. Möglich gemacht mit der „Systemwaschmaschine“ EEG Konto.
Hier noch einmal das Video vom Ex Chef des Fraunhofer Institut’s, wo dieses Paradoxon in Wort und Bild dokumentiert ist. Bis 2010 war die Welt noch in Ordnung, wie deutlich zu erkennen ist.
Siehe hier. https://www.youtube.com/watch?v=VjN_J3QA3RI
Mit dem System von vor 2010 wäre die Energiewende finanziell „fast“ ein Selbstläufer.
Ich hoffe der „JCW“ und alle anderen EEG Konto Verehrer, lesen den Kommentar vom Jochen Marwede auch.
Jochen Marwede schreibt.
* Ein anderer Weg es zu verdeutlichen, wenn mittags zur Hauptverbrauchszeit 60 GW Bedarf durch 60 GW PV und Windkraft gedeckt sind, ist der Preis Null. Aber ist der Wert dann auch Null?
@ Für die Energiewende schlägt der Wert sogar noch weniger als Null zu Buche. Das vernachlässigte „Kosten/Nutzen“ Prinzip lässt grüßen.
Für andere allerdings optimiert das die Gewinne, wie eine Studie ergab.
Siehe hier. https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Zitat….Billig an der Börse…Das steigende Angebot an erneuerbaren Energien – so beleuchtet die Studie – lässt die Preise am Spotmarkt der Strombörse sinken. Betreiber von konventionellen Kraftwerken, die ihren Strom schon lange vorher zu hohen Preisen verkauft haben und termingerecht liefern müssen, können ihren Gewinn aber noch steigern, indem sie den Strom nicht selbst erzeugen, sondern billig an der Börse kaufen. Ausgerechnet die schmutzigen Kraftwerke werden so zu Gewinnern der Energiewende. Zitat Ende.
@Diehl Geschäftsmodell funktioniert nur so lange die Langfristkäufer dumm bleiben und das Geschäft nicht selbst machen, oder?
Genau, EEG andere Form der Bezahlung. In Zukunft mit 300 GW PV oder mehr Endausbaustufe und Wind etc. Ist Energie an sich fast immer kostenlos verfügbar von der Sonne. Man muss nix Verbrennen, was Geld kostet und Putin und Co. reich macht. Ein Marktpreis für Energie wird dann schwierig. Nur der Bau und Betrieb kostet weiterhin Geld unabhängig vom Wetter und Tageszeit. Dann macht eine andere Bezahlung Sinn.
Wieder mal nur viel Blabla. Ich kann Stromgestehungskosten von unzuverlässigen Energiequellen wie Wind und Solar nicht mit Kraftwerken vergleichen, die 365/24/7 verfügbar sind. Bei Wind und uns Solar muss ich die Kosten für die Stabilisierung dazu addieren wie Netzausbau, neue und bereitgehaltene Kraftwerke, Batteriespeicher, EEG-Kosten und Einspeiseentschädigung, die tolle neue Wasserstoff-Infrastruktur … Und schwupps sind selbst die Kosten für neue AKWs vergleichsweise günstig.
Roger s schrieb:
„… Und schwupps sind selbst die Kosten für neue AKWs vergleichsweise günstig.“
Dir ist schon klar, dass der Strom nur so teuer ist, weil noch viel zu viel von konventionellen Kraftwerken kommt, die sich nur schwer an den Netzzustand anpassen lassen und nennenswerte Übertragungskapazität mit Blindströmen blockieren?
Wow, hier lesen und schreiben ja Leute, die tatsächlich etwas von der Thematik verstehen. Capeau.
Ich kann mir nur wünschen, diese Fakten würden bei neuen Beschlüssen berücksichtigt, aber mein Vertrauen in die Politik ist so in etwa bei null angekommen durch die Entwicklungen der letzten Jahre in allen Resorts. Kompetenz in Führungspositionen scheint mir als unerwünscht.
Zurück zum Thema, und bitte verzeihen Sie mir meine fehlende Fachkompetenz. Die erstreckt sich auf andere Gebiete. Dennoch möchte ich gerne ein paar hypothetische Gedanken teilen.
Derzeit krankt das Preisgefüge durch die hohe Volatilität der erneuerbaren Energien, und es sind sich alle einig, dass Speichertechnologien dieses Problem deutlich reduzieren vermögen. Daher schießen demnächst überall neue Großspeicher in die Höhe.
Ich könnte mir vorstellen, dass eine wirkliche Dynamisierung des Strompreises, unter Hinzuziehung des privaten Sektors, zusammen mit einem Wegfall von Auflagen, wie welcher Strom produziert, gekauft, und verkauft wird, dies ebenso bewerkstelligt. Natürlich innerhalb der tatsächlichen Netzkapazitäten.
Also typisches Szenario eines privaten Erzeugers und Verbrauchers: PV auf dem Dach, Speicher im Keller, Elektro-FZ (mit Vehicle2Grid) vor der Tür. Wenn der Preis niedrig ist, werden alle Speicher voll gemacht. Wenn der Preis steigt, Einspeisung der Speicher bis zu einem gewissen Grad ins Netz. Natürlich unter Berücksichtigung des zu erzielendem Tagesgewinns, Eigenverbrauch, Reserven. AI-Steuerung könnte für diese Problemstellung wertvolle Beiträge leisten.
Wenn dies auf breiter Ebene durchgeführt würde, sollte dies die Preisdynamik dämpfen, die Strompreise auf ein gesundes Maß reduzieren, die Bereitschaft zu E-Mobilität und privatem PV-Ausbau mit Speicher fördern, ohne dass ständig Eingriffe erfolgen müssen, die wieder zu Verboten/Verschlechterung der Situation führen.
Einzig die Industrie wird nicht hellauf begeistert sein.
Welche Haken sehen Sie an diesen Gedanken?