Die Bundesnetzagentur hat die Zubauzahlen für den Februar 2025 ausgewiesen: In diesem Monat wurden Photovoltaik-Anlagen mit einer 1.538 Megawatt zugebaut. Zugleich wurden Anlagen mit drei Megawatt Leistung stillgelegt. Der Netto-Zubau liegt also bei 1.535 Megawatt.
Grundlage der Zahlen sind die Meldungen im Marktstammdatenregister mit dem Stichtag 13. März 2025. Da Anlagenbetreiber einen Monat Zeit haben, ihre Installation im Register zu melden, schlägt die Behörde seit Jahresbeginn in Erwartung der noch ausstehenden Meldung bei der ausgewiesenen Zubauleistung zehn Prozent auf.
Zumindest im Vormonat waren die zehn Prozent Aufschlag allerdings zu knapp bemessen: Die Bundesnetzagentur hat mit der Meldung der Februar-Zahlen zugleich die Januar-Werte nach oben korrigiert. Meldete die Behörde für den Januar 2025 inklusive Aufschlag ursprünglich 1.123 Megawatt Zubau, so hat sie die Zahl jetzt auf 1.243 Megawatt heraufgesetzt.
Mit dem Zubau von 1.535 Megawatt war der Februar der viertstärkste der vergangenen zwölf Monate. Im Februar 2024 lag der Wert bei 1.245 Megawatt. Das Plus reicht jedoch nicht aus, um das Ziel von 215 Gigawatt installierter Photovoltaik-Leistung bis 2030 zu erreichen – dafür wäre ein Zubau von 1.605 Megawatt nötig gewesen.
Grafik: Bundesnetzagentur
Gut 21.000 neue Balkonkraftwerke im Februar
Das mit Abstand stärkste Segment waren im Februar mit einem Zubau von 967 Megawatt die Freiflächenanlagen. Im Vormonat verzeichnet die Bundesnetzagentur hier nur ein Plus von 259 Megawatt. Bei den Photovoltaik-Anlagen auf und an Gebäuden verbucht die Behörde dagegen ein kräftiges Minus: Im Februar wurden hier nur 402 Megawatt installiert, nach 946 Megawatt im Januar. In diesem Segment wurden 23.286 Anlagen neu installiert, im Vormonat waren es noch 38.739. Hier dürfte sich die zum 1. Februar 2025 greifende EEG-Degression bemerkbar gemacht haben, die einen Anreiz für die Inbetriebnahme noch im Januar gesetzt hat.
Bei Stecker-Solargeräten, den sogenannten Balkonkraftwerken, beziffert die Behörde den Zubau auf 21.279 Anlagen mit einer Leistung von zusammen 24 Megawatt (18.406 Anlagen im Januar, mit einer Leistung von 21 Megawatt). Dazu kommen 80 „sonstige Anlagen“, also Installationen etwa auf Parkplätzen oder an Lärmschutzwänden, mit einer Leistung von fünf insgesamt Megawatt.
Die größte Dynamik beim Photovoltaik-Zubau war im Februar in Sachsen zu verzeichnen: Die installierte Leistung wuchs seit Jahresbeginn um 5,7 Prozent. Dahinter folgen Hamburg mit 5,4 Prozent und Schleswig-Holstein mit einem Plus von 4,3 Prozent.
Bei der Windenergie an Land stieg die installierte Leistung im Februar um 317 Megawatt. Im Vorjahresmonat waren es 217 Megawatt. Der Ausbaupfad liegt allerdings bei 727 Megawatt. Auf See gingen im Februar wie in den vier Vormonaten keine Anlagen in Betrieb.
Starke Zahlen bei Großspeichern, schwache in den anderen Segmenten
Der Photovoltaik-Großhändler EWS kommt in seiner regelmäßig erstellten Marktanalyse zu leicht geringeren Zahlen als die Bundesnetzagentur. So beziffert EWS den Zubau im Februar auf 1.395 Megawatt. Einen Sicherheitspuffer für Nachmeldungen enthält diese Zahl nicht.
Im Segment der Anlagen unter zehn Kilowattleistung, Steckersolar ausgenommen, lag der Zubau laut EWS im Februar bei 74 Megawatt – im Vorjahresmonat waren es noch 185 Megawatt, im Januar 108 Megawatt. Bei Anlagen der Klasse 10 bis 30 Kilowatt summiert sich der Zubau im Februar auf 172 Megawatt. Im Vorjahresmonat waren es 288 Megawatt, im Januar 326 Megawatt. Im Segment 30 bis 100 Kilowatt zählt EWS im Februar 39 Megawatt, im Januar 143 Megawatt. Besonders stark ist der Rückgang gegenüber dem Vormonat in der Klasse 100 bis 1.000 Megawatt: mit 87 Megawatt fällt der Zubau um 80 Prozent geringer aus als im Januar (437 Megawatt).
Der Auswertung von EWS zufolge wurden im Februar 407 Megawattstunden Speicherkapazität zugebaut, 337 Megawattstunden waren im Januar. Damit liegt der Zubau aber immer noch unter dem schwächsten Monat des Vorjahres. Das Plus geht allein auf das Konto der Großspeicher. In den anderen Segmenten liegt der Zubau unter den Werten vom Januar und auch unter denen des Februars 2024.
Anmerkung der Redaktion: Wir haben den Text am 19. März um die Zahlen von EWS ergänzt
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Wenn ich schon eine Flex aufm Dach seh, bekomm ich das kalte Grausen…
Wir haben bis zum Sommer voraussichtlich knapp 110 GW an PV-Kapazität in Deutschland installiert. Die Spitzenlast im Sommer liegt bei 65 GW. Und nur weil die Sonne scheint, fallen Wind, Wasser und Biomasse nicht auf 0,0. Ich bin absolut dafür, schnellstmöglich 100% Strom aus Erneuerbaren zu erreichen, aber der aktuelle Ausbau ist etwas unbalanciert. So lange wir beim Thema Batterien, Elektrolyse, sonstige Speicherung nicht voran kommen, treiben wir mit der aktuellen PV-Ausbau-Geschwindigkeit zwangsweise die Mengen an abzuriegelndem PV-Strom hoch. Unter dem Strich macht das dann PV-Strom teurer und mindert potenziell die Akzeptanz für die Energiewende in der Bevölkerung.
Am Wochenende eher 45 GW, und Biomasse + Laufwasser liegen wie ein Brett mit 6 GW im Netz, da waren die AKWs Flexibilitätswunder.
Nicht mal der Export zu Minuspreisen wird das System „retten“.
Alles ziemlich irrsinnig, wenn man bedenkt, dass der Steuerzahler fröhlich dafür die Taschen geleert bekommt.
So konzeptlos wirds nicht weitergehen können.
Naja… große PV-Anlagen sind bereits ungefördert bei negativen Preisen, das dürfte den Anreiz für Speicher an dieser Stelle schonmal erhöhen.
Ich halte das für ein temporäres Problem, das nur relativ kurz anhält, wenn nun auch die Speicher und die flexiblen Gerätschaften in der Menge anziehen. Es kann nämlich zum marktwirtschaftlichen Selbstläufer werden, da es auf der anderen Seite eine riesige Chance ist, endlich für Dynamik im Markt zu sorgen und E-Autos, Wärmepumpen oder Heimspeicher auf flexibler Verbrauchsseite deutlich attraktiver zu machen. Der gewinnbringende Innovationsdruck wächst für die smarte stromabnehmende Branche und die Kunden können sich auf eine günstige Phase von Strompreisen freuen. Um die 5 Cent weniger pro kWh sind politisch bereits gesetzt, im Sommer wird das zum Eldorado für die flex. Stromabnahme und für die Batteriespeicherung… und diese größere Nachfrage glättet wiederum die Preise am Börsenmarkt. Ich bin Optimist und gehe davon aus, dass sich hier mittelfristig ein stabilerer, aber nach wie vor günstiger Strompreis einpendeln wird. Die Marktwirtschaft wird es richten… wenn man sie lässt und sie mit guten und einfachen Rahmenbedingungen unterstützt.
Politisch wäre es jetzt wohl sinnig, für vereinfachte Smartmeter in schneller Verbreitung zu sorgen oder den 340 GW Großspeicher Anschlussanfragen auf die Sprünge zu helfen, auch zum Beispiel mit der Eröffnung gemeinsamer bzw. kombinierter. Netzanschlusspunkte. Die Vereinfachung von Direktverträgen oder die Förderung von Bidirektionalität wären auch so Ideen…
Die Speicherpreise sind bereits massiv gefallen und sorgen für erhebliche Investitionen in den Handel von Strom. Und das sogar ohne jegliche direkte Förderung. Zusätzlich kommt durch die Pflicht zum anbieten von flexiblen Tarifen auch bei den Haushalten die Nutzung dieser Sparmöglichkeit immer mehr in den Fokus.
Dazu kommen noch die bald flexiblen Netzentgelte. Wenn dann noch die Stromsteuer, wie geplant abgesenkt wird, gibt es auch für den „normalen“ Stromkunden viele Möglichkeiten mit Speichern, steuerbaren Lasten und E-Autos Geld zu verdienen.
Es wird auf jeden Fall ein spannendes Jahr für die Energiewende.
Merkwürdigerweise sehe ich in meiner Region gleichzeitig, wie aufwendig es ist, neue Gasleitungen zu legen, die bald gar nicht mehr gebraucht werden. Geld ist also kein Problem.
60 Prozent der Solaranlagen sind durch den Netzbetreiber oder den Direktvermarkter oder durch beide steuerbar. Bei 110 GW installierter Leistung im Sommer verbleiben 44 GW, die nicht steuerbar sind. Diese speisen aufgrund des Eigenverbrauchs, unterschiedlicher Ausrichtungen und negativem Temperaturkoeffizienten nur ca. 25 bis 30 GW in das öffentliche Stromnetz ein. Wenn die Netzbetreiber und Direktvermarkter die Möglichkeiten zur Steuerung konsequent ausnutzen, haben wir keine Probleme mit einer solaren Übererzeugung.
https://www.energy-charts.info/charts/installed_power/chart.htm?l=de&c=DE&expansion=p_solar_control
Es ist ja so, dass auch Wasserkraft und Biomasse nicht als Naturgesetz ungeregelt einspeisen müssen. Gerade die Biomasse könnte und muss in einem zukünftigen Energiesystem darauf ausgelegt werden die Spitzen abzudecken. Bei der Wasserkraft gilt das gleiche. Die PV Überschüsse werden benötigt um Power zu X bereitzustellen, das funktioniert aber nur, wenn davon auch genug da ist und zu geringen Preisen. Somit kann man sagen, es läuft vieles gut und an der flexibilität muss noch gearbeitet werden. Das sind aber nur technische und regulatorische Probleme, die man mit der vorhandenen Technik in den Griff bekommen kann. Also: weiter mit dem Ausbau, wir werden den Strom brauchen.
SG
Bruno Burger schreibt.
60 Prozent der Solaranlagen sind durch den Netzbetreiber oder den Direktvermarkter oder durch beide steuerbar.
@ Wenn dann noch die Geschäftsmodelle wie das von 1Komma5° ins Rollen kommen, werden die Skeptiker erstaunt sein. Wie hat Ph. Schröder vor kurzem erst gesagt. Die Heimspeicher der Prosumer müssen größer werden. Größer über den Eigenbedarf hinaus, damit sie am Strommarkt teilnehmen können. Dann kann der Zubau nicht hoch genug sein, um das virtuelle
„Giga Kraftwerk„ von 1Komma5° immer gefüllt zu halten.
Hallo Prof. Burger,
Mein Einwand war nicht auf die Netzstabilität bezogen. Wie Sie schreiben sind um die 60% der PV-Kapazität steuerbar und diesbezüglich haben wir eher kein Problem. Wenn PV-Anlagen im Sommer, wenn sie ihr Geld verdienen sollen, aber dauernd abgeregelt werden, weil wir diesen Strom einfach nicht verwenden können, dann werden die Betreiber über verschiedene Mechanismen entschädigt.
Wir haben jetzt selbst im März an Wochentagen um die Mittagszeit schon negative Strompreise, z.B. eben heute. Und das, und das ist ein Unterschied zu Vorjahren, obwohl wir auch jetzt im März bei den Windkrafterträgen drastisch unter dem Vorjahr liegen. Das wird jetzt ein halbes Jahr so weiter gehen. Um die Mittagszeit, wenn PV Strom liefern und Geld verdienen soll, werden wir fast täglich mehrere Stunden mit negativen Strompreisen haben. Wenn negative Strompreise keine Anomalie, sondern der Standard für PV-Strom sind, dann ist das doch ein Zeichen, dass da etwas aus der Balance geraten ist? Die negativen Börsenstrompreise werden dann gern als Vorteil für die Bürger verkauft, aber die Bürger bezahlen ja dafür – nur nicht in Form des Börsenstrompreises sondern über Netzentgelte und Steuern.
Und bloß nicht falsch verstehen: Ich argumentiere nicht pro AKW, Gas oder sonstwas. Aber die Geschwindigkeit, die wir bei der Umstellung von russischem Gas auf LNG an den Tag gelegt haben, die müssten wir auch bei Batterien mal an den Tag legen. Wenn wir das nicht schaffen, müssen wir temporär vielleicht etwas vom Gas beim PV-Ausbau.
Danke übrigens für die Energy-Charts und ihre Posts auf Mastodon!
@ Gernot
Das liegt aber nicht am schnellen übermäßigen Zubau, wie mir vor kurzem hier bestätigt wurde bei einem diesbezüglichen Dialog mit einem Vertreter eines Verteilnetzbetreibers.
Siehe im Folgenden, ab meinem Kommentar vom 09 März um 11.25 kann man entnehmen, wie negative Preise zustande kommen.
https://www.pv-magazine.de/2025/03/07/marktwert-solar-bei-111-cent-pro-kilowattstunde-keine-negativen-strompreisstunden/#comments
Den Kommentaren kann man eindeutig entnehmen, dass negative Preise ganz andere Gründe haben als die, die da immer in den Vordergrund gestellt werden. Ist doch logisch wenn die Langzeitverträge am Terminmarkt nicht dem EE Zubau angepasst werden, dass da zum Erfüllungszeitpunkt zu viel Strom da ist, der gegen Bezahlung rückgeliefert werden muss, wie der Jörg Ebert schreibt.
Die Bedenken von Gernot sind nicht neu, die Lösung ist bekannt. Wir haben nur das Problem, dass wir uns in einer Umbruchsphase befinden, und durch den starken Zeitverlust in den 10er-Jahren läuft jetzt vieles gleichzeitig, aber nicht 1:1 aufeinander abgestimmt. Der Aufbau der Energieerzeuger geht etwas schneller als der Speicheraufbau, das führt dazu, dass in diesem Jahr im Sommer viel PV-Leistung abgeregelt werden muss. Wenn der Speicheraufbau hinterhergekommen ist (hoffentlich wird das von der Union nicht ausgebremst!), dann ist wieder alles kein Problem. Es ist auch jetzt kein wirkliches Problem, weil ja nicht alles abgeregelt werden muss, sondern nur prozentual ein gewisser Anteil zu bestimmten Zeiten. Problematisch kann es werden, wenn nur neu zuzubauende Anlagen abgeregelt werden. Die tragen dann eine überproportional hohe Last. Damit die drohende Abregelung nicht den Zubau bremst, muss dafür Sorge getragen werden, dass die Abregelung die Wirtschaftlichkeit nicht so beeinträchtigt, dass kein Zubau mehr erfolgt.
Das Demand-Side-Management wird nicht die Rolle spielen, wie es manche hier glauben, weil es auch nicht umsonst zu haben ist, und die Speicher nicht nur beim Aufladen zur Aufnahme von Überschüssen gebraucht werden, sondern auch beim Entladen zum Ersatz der fossilen Erzeuger. Wenn die Speicher da sind, die man dafür braucht, wird DMS allenfalls noch für Großverbraucher interessant sein. Die kleinen Haushaltsverbraucher werden einfache Steuerungen an den Wärmepumpen und Wallboxen bekommen, die es erlauben, sie nach §14a EnWG bei seltenen Mangellagen für begrenzte Zeit zu drosseln. Mehr wird nicht benötigt, und wäre nicht wirtschaftlich.
@Hans Diehl
Ihre Schlüsse sind falsch. Wenn wir im Sommer an die 110 GW an installierter PV-Kapazität haben, aber um die Mittagszeit an Werktagen maximal 45-50 GW an PV-Strom verwenden können und an Wochenenden sogar nur maximal 30-35 GW, dann ist das das ursächliche Problem. Und ja, mir ist klar, dass 110 GW installierte Kapazität auch bei Sonnenschein über ganz Deutschland nicht 110 GW liefern, sondern dass der Wert deutlich niedriger liegt. Aber eben höher als das, was wir verwenden können. Was Sie mit Verweis auf den einen Netzbetreiber beschreiben, wirkt dann nur Problem-verschärfend. Wenn Sie einen 10-Liter-Eimer und aber 15 Liter Wasser haben, dann läuft der Eimer über. Das schon 2 Liter in dem Eimer waren (zuvor eingekaufter Strom) wirkt Problem-verschärfend, aber der Eimer würde auch ohne diese 2 Liter überlaufen.
Ihr Hoffen auf eine Lösung durch dynamische Stromtarife ist meines Erachtens realitätsfremd. Leider. Ca. 95 % aller Haushalte haben keine großen Lasten, die sie schieben können, insbesondere noch kein Elektroauto. Niemand kocht sich nachts um 4 Uhr Mittag, nur weil der Strom dann billiger ist. Das Sparpotential durch das Verschieben der Nutzung von Geschirrspüler und Waschmaschine liegt bei 30-80 Euro pro Jahr. Mehr an schiebbaren Lasten haben die allermeisten Haushalte nicht. Dafür lohnt ein Wechsel in dynamische Tarife aber nicht, weil diese eben auch Kostenrisiken und meist zusätzliche Gebühren für Smartmeter bedeuten.
Und der allerwichtigste Punkt: Die zunehmende Verbreitung von PV und Balkonsolar arbeitet gegen dynamische Tarife. Immer wenn im Sommerhalbjahr der Strompreis um die Mittagszeit absehbar gen null fällt, produzieren die Leute noch günstigeren Strom mit der eigenen PV-Anlage bzw. Balkonsolar und profitieren dann nicht von den Phasen mit planbar niedrigen Börsenstrompreisen.
Und noch mal: Ich bin absolut für PV und Wind. Und sicher können wir eine Zeit lang eine gewisse Unwucht beim Ausbau in Kauf nehmen, aber dann muss mal klar sein, was z.B. bis Ende 2026, 2027, usw. verbindlich an Batteriekapazität ans Netz geht. Können Sie das sagen? Nein. Kann niemand.
Gernot schreibt.
Ihre Schlüsse sind falsch. Wenn wir im Sommer an die 110 GW an installierter PV-Kapazität haben, aber um die Mittagszeit an Werktagen maximal 45-50 GW an PV-Strom verwenden können und an Wochenenden sogar nur maximal 30-35 GW, dann ist das das ursächliche Problem.
@ Gernot
Welche Auswirkungen die 110 GW installierte PV Kapazität im Sommer auf die negativen Preise haben, können Sie aber erst dann erkennen, wenn die „fossilen“ Langzeitverträge der Versorger dem zu erwartenden PV Strom angepasst werden. Solange dies nicht der Fall ist, bleiben meine Schlüsse richtig.
Es war übrigens kein Verweis auf einen „Einzelnen“ von der Versorgerseite , der meine Schlüsse untermauert.
Schauen Sie mal hier.
Zitat:…Zwischen 12 und 13 Uhr gab es schlich zu weniger Abnehmer. Daher der negative Preis. Als Beispiel: In unserem Versorgungsgebiet mit wenig Industrielast war zu diesem Zeitpunkt Rücklieferung ins Vorlergernetz angesagt. Wir mussten also verkaufen (bezahlen) und konnten leider keine Energie von der Börse abnehmen.
„SO GING ES VIELEN VERSORGERN“ Wenn man als Versorger für diesen Zeitraum bereits vor 2-3 Jahren Energie bestellt hat (zur Versorgungssicherheit), war dies doppelt ärgerlich. Diese Vorab bestellte Energie musste ebenfalls an der Börse zu negativ Preis verkauft werden. Zitat Ende
Deutlicher, als in diesem Zitat, kann man das faule Ei, das der Energiewende 2010 ins Nest gelegt wurde nicht zum Ausdruck bringen.
Fazit: Wenn bei den fossilen Langzeitverträge die PV Erwartung berücksichtigen würden, dann wäre nicht nur keine Rücklieferung, – gegen Bezahlung wohlgemerkt – ans vorgelagerte Netz nötig gewesen, sondern die hätten PV Strom an der an der Börse kaufen müssen, um ihre Kunden zu beliefern.
Bevor Sie meine Schlüsse als falsch bezeichnen, sollten Sie sich schon etwas tiefer mit den Gegebenheiten beschäftigten.
Für neu hinzugekommene Leser, mein Dialog mit einem Vertreter der Versorgerseite fand im folgenden ab Kommentar vom 09 März um 11.25 Uhr statt.
https://www.pv-magazine.de/2025/03/07/marktwert-solar-bei-111-cent-pro-kilowattstunde-keine-negativen-strompreisstunden/#comments
Lieber Gernot,
Sie haben jetzt alleine in ihrem letzten Kommentar von 7:31Uhr 326 Worte bzw. 2131 Buchstaben gebraucht, um einen Allgemeinplatz zu schildern.
Wenn wir genug Speicher haben, wird fast alles an erneuerbar erzeugtem Strom aufgenommen werden können. Die Schätzungen, was alleine an Batteriespeichern gebraucht wird, wenn keine fossilen Kraftwerke mehr die Dunkelflaute kompensieren, liegen zwischen 500 und 1500GWh. Die werden eine Aufnahmeleistung zwischen 250 und 750GW haben. Das wird dann für die meisten Stromüberschusslagen großzügig ausreichen. Ein bisschen was muss natürlich weiterhin abgeregelt werden müssen, weil es unwirtschaftlich wäre auch noch für die letzte, selten anfallende kWh Überschuss eine Aufnahmemöglichkeit bereitzuhalten. Wie viel das genau sein wird, hängt von vielen Faktoren, nicht zuletzt dem Wetter, ab, aber in der Größenordnung wird es bei etwa 10% liegen. Um diesen Wert werden sich dann auch die Kosten von erneuerbar erzeugtem Strom erhöhen. Von 5ct beispielsweise auf 5,5ct. Dazu kommen noch die Kosten der Speicherung in den Batterien. Die werden bei heutigen Preisen unter 5ct/kWh liegen. Umgelegt auf alle verbrauchten kWh wird das, wenn insgesamt etwa 10% des Stroms in Batterien zwischengespeichert werden muss (ca. 70% werden direkt erzeugt und verbraucht werden), eine weitere Kostensteigerung von 0,5ct/kWh bedeuten.
Eine wirkliche Herausforderung wird die ebenfalls notwendige Wasserstofferzeugung plus Rückverstromung sein. Das wird etwa 20% des benötigten Stroms betreffen können. Rechnet man mit 5kWh primär erzeugtem Strom um letztlich 1 kWh bedarfsgerecht lieferbaren Rückstrom zu erzeugen und einem Kostenaufwand von 25ct für Wasserstofferzeugung plus Rückverstromung je 1 kWh Endenergie, landet man bei 50ct für die kWh Strom aus Elektrolyse+Rückverstromung. Da das 20% des verbrauchten Stroms betrifft, schlägt dies mit 10ct auf jede verbrauchte kWh durch.
Über alle Speichermodalitäten summiert kommt man dann auf Gesamtkosten von 0,7*5,5 + 0,1*10,5 + 0,2*50 = 3,85 + 1,05 + 10 = 14,9ct/kWh bedarfsgerecht erzeugten Strom, 24 Stunden an 365 Tagen im Jahr. Vertriebs- und Verteilungskosten und Steuern und Abgaben kommen noch hinzu. Netzgebühren und Umlagen stecken schon drin in diesen 15ct. Da sich der Haushaltsstrompreis (25% des in Deutschland verbrauchten Stroms) nicht wesentlich ändern, also bei etwa 30ct/kWh liegen wird, reduziert sich der Deckungsbeitrag, der von den 75% Industrie etc. benötigt wird, auf 10ct. Auch innerhalb dieses Kontingents wird es noch Differenzierungen geben, je nachdem wie sich die Industriekunden an das Stromdargebot anpassen. Insbesondere diejenigen Nutzer, die dazu beitragen, dass der Anteil der Wasserstoffrückverstromung minimiert wird, werden niedrigere Preise gestellt bekommen, weil darin das größte Sparpotential liegt.
JCW schreibt.
Ein bisschen was muss natürlich weiterhin abgeregelt werden müssen, weil es unwirtschaftlich wäre auch noch für die letzte, selten anfallende kWh Überschuss eine Aufnahmemöglichkeit bereitzuhalten.
@ JCW
Auch das müsste nicht sein, wenn die Langzeitverträge der Versorger, den Erneuerbaren angepasst wären, wie man meinem Dialog mit dem Vertreter der Versorgerseite entnehmen kann.
Alles Weitere würde die Feinabstimmung am Day Ahead und Intradayhanel regeln. Dafür ist der ja da, dass man Prognoseabweichungen, plus oder minus bis zum Erfüllungszeitpunkt noch ausgleichen kann. Abregeln ist ein hausgemachter Fehler im System.
Gernot schreibt.
hr Hoffen auf eine Lösung durch dynamische Stromtarife ist meines Erachtens realitätsfremd. Leider. Ca. 95 % aller Haushalte haben keine großen Lasten, die sie schieben können, insbesondere noch kein Elektroauto.
@ Gernot
Wenn Sie damit die Geschäftsmodelle von 1Komma5° u.a. meinen, deren Kunden brauchen in ihren Haushalten keine Lastverschiebungen. Die benötigen lediglich Heimspeicher, die über ihren Eigenverbrauch hinausgehen, um damit am Strommarkt teilnehmen zu können.
Volkswirtschaftlich gesehen sind die Freiflächenanlagen sowieso vorteilhaft weil etwa zum halben Preis im Vergleich zu einer Dachbanlage zu haben. Also Förderung weite reduzieren und die Freiflächenanlagen dem Stromwettbewerb unterstellen. Dies würde auch den Ausbau von grossen, netzdienlichen Speichern fördern. Wiederum zu günstigeren Preisen.
… ein Grund sind auch noch immer überzogene Angebote der Solarteure. Module kosten fast nichts mehr und die Preise pro kWp merken nichts davon.
Was die Preisverhältnisse zwischen Dach- und Freiflächenanlagen angeht, haben Sie recht.
In den „Markt“ setzen sie allerdings zu große Hoffnungen. Im Markt versuchen die Anbieter auf Kosten der Verbraucher mit möglichst wenig Arbeit möglichst hohe Gewinne zu erzielen. Das wollen wir beim Strom nicht. Strom ist leitungsgebunden (Monopol!) ein Element der Daseinsvorsorge. Da müssen die Gewinne begrenzt werden und dafür gesorgt werden, dass auch schlechte Kunden (Kleinverbraucher, …) ausreichend versorgt werden, und zwar auch unter schwierigsten Bedingungen. Deshalb bedarf es einer Kapazitätsplanung, Gewinnkontrolle, Kontrahierungspflicht, etc..
Das schließt nicht aus, dass einzelne Elemente einem preisdrückenden Wettbewerb ausgesetzt werden. Dazu haben sich die Ausschreibungen bewährt. Die gilt es auszuweiten auch auf den Speichermarkt. Im Augenblick kann man mit Speichern, auf Kosten der Verbraucher, hohe Arbitrage-Gewinne erzielen. Das muss nicht sein. Diese Gewinne müssen im wesentlichen im System bleiben, d.h. auf das EEG-Konto eingezahlt werden. Für die Speicherbetreiber muss eine Kostenerstattung plus angemessener Rendite auf die Investition reichen.
Freien Markt können Sie bei Gummibärchen walten lassen. Wenn die knapp und teuer werden, weichen wir auf Schokolade aus.
Schauen wir doch einmal zum britischen Markt. Kann mir da mal Jemand zeigen, wann da negative Börsen-Preise sind? Woran das wohl liegen mag?
@ Dirk Schiller.
Wer meinen Dialog mit dem Vertreter der Versorgerseite verfolgt hat, kann eindeutig daraus entnehmen, dass das bei uns ein hausgemachter Systemfehler ist. Wenn die „fossilen“ Langzeitverträge den Erneuerbaren angepasst wären, müssten die Versorger zum Erfüllungszeitpunkt nichts zurückliefern, wie ihr Mann geschrieben hat. Gegen Bezahlung zurückliefern wohlgemerkt, sondern könnten am Spotmarkt den Sonnenstrom abnehmen.
Solange dieser Systemfehler aber mit dem EEG Konto zugunsten einiger Wenigen reingewaschen wird, bleibt das ein Tabuthema.
Für diejenigen, die es noch nicht wissen, für das EEG Konto gilt, je niedriger oder negativ die Börsenpreise, desto höher werden die Milliarden, die der Staat jährlich ausgleichen muss. Wenn das noch die Verbraucher als EEG Umlage bezahlen müssten, würde viel eher die Chance bestehen, dass dieses „Paradoxonn“ mal ans Tageslicht käme.
@ Dirk Schiller:
Großbritannien produziert 310 TWh Strom pro Jahr. Davon kamen 2023 82TWh aus Windkraft und 13TWh aus PV, das sind also knapp 31%, und nicht 55% oder mehr wie bei uns, außerdem ist das Verhältnis Windkraft/PV höher als bei uns. Windkraft hat aber eine höhere Jahresverfügbarkeit (Offshore: 40%, PV: 10%), entsprechend wird die Strommenge nicht so konzentriert produziert wie bei PV.
Als bei uns erst 31% des Stroms aus den volatilen Erzeugern kamen, gab es das Phänomen negativer Strompreise auch bei uns noch nicht. Damit wären wir wieder bei dem von Herrn Diehl präferierten Niveau von vor 2010, was er uns immer als erstrebenswerten Zustand nahebringen will.
So wie der Markt bei uns strukturiert ist, wird es immer bei diesen aberwitzigen Preisausschlägen an der Börse bleiben. Es gibt ja immer noch sehr viele Leute, die glauben, diese Preisausschläge könnten die Verbraucher anregen, ihren Verbrauch an die Preise anzupassen. Offensichtlich können sie das aber nur bei sehr wenigen Verbrauchern, und dann auch nur für einen kleinen Anteil des Verbrauchs. Die Preisausschläge werden erst geringer werden, wenn es genug Speicher gibt. Und wenn man keine vernünftige Marktordnung für diese Speicher entwirft, werden sich deren Besitzer auf Kosten der unflexiblen Verbraucher eine goldene Nase verdienen.
Es ist das große Versäumnis der Ampelkoalition, dass sie diese Marktordnung nicht geschaffen hat. Es wäre allerdings auch die Frage, ob die Betonköpfe in der FDP die Notwendigkeit eingesehen hätten. Auch für SPD und Union werden die Schmerzen erst noch erheblich zunehmen müssen, bis da ein Umdenken zu erwarten ist.
JCW schreibt
Damit wären wir wieder bei dem von Herrn Diehl präferierten Niveau von vor 2010, was er uns immer als erstrebenswerten Zustand nahebringen will. So wie der Markt bei uns strukturiert ist, wird es immer bei diesen aberwitzigen Preisausschlägen an der Börse bleiben.
@ JCW
Eben… so wie der Markt.. „ab 2010“.. struktuiert ist, kann das nicht funktionieren. Deshalb will doch auch der Diehl den Markt wieder umstrukturieren, auf den Stand von vor 2010. Bis 2010 wurden die Erneuerbaren zwingend, vorrangig in den Bilanzkreisen verbraucht, in dem sie mit sogenannten Ökobändern zugeteilt wurden. Aberwitzige Preisausschläge durch Spekulanten hatten da keine Chance.
Aberwitzige Fälle hatten wir schon nach 2010, als die Händler gemerkt haben, dass die Erneuerbaren separat an der Börse quasi als Überschuss verramscht werden müssen, und auf die Schnäppchen lauerten.
Siehe hier.
https://www.spiegel.de/wirtschaft/service/energieversorgung-in-deutschland-stromhaendler-zocken-fast-bis-zum-blackout-a-815587.html
Zitat:…Aus Sicht der Bundesnetzagentur sind dafür die obersten Stromhändler verantwortlich, die sogenannten Bilanzkreisverantwortlichen, die Elektrizität einkaufen. Eigentlich sind sie rechtlich verpflichtet, stets so viel Strom aus Kraftwerken einzukaufen, wie ihre Kunden verbrauchen, schreibt die Zeitung weiter. Doch das taten sie laut Bundesnetzagentur massenhaft nicht, sondern verursachten mit „Lastprognosefehlern“ den Verbrauch fast der gesamten Regelleistung. Das war offenbar Vorsatz. Mehrere Brancheninsider berichteten der Zeitung, dass es um Profitmaximierung ging. Der Strom war den Händlern offenbar zu teuer
Ab dem 6. Februar kam es zu dramatischen Schwankungen des Strompreises. Zitat Ende.
Das war jetzt im Feb. in Erwartung eines Sturmtiefs, war der Strom den Händlern Day Ahead dem Vortagshandel zu teuer, kauften zu wenig und spekulierten auf niedrige und negative Preise beim Intradayhandel am nächsten Tag.
Was da im Sommer erst möglich ist, wo die Sonne garantiert um 12 Uhr am höchsten steht, kann sich jeder selbst ausmalen. Das alles kann man verhindern, in dem die Erneuerbaren wieder den Bilanzkreisen der Versorger zwingend zugeteilt werden, wie das bis 2010 gesetzlich geregelt war. Dann sind die EE Day Ahead am Vortag prognostiziert verkauft, und was am nächsten Tag beim Intradayhandel, noch anfällt können lediglich Prognoseabweichungen sein.
Prognoseabweichungen von etwa 2% sagt einer der es wissen müsste.
Siehe hier.
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Zitat…Es gibt inzwischen gute Vorhersagen, wie viel Wind- oder Solarstrom voraussichtlich ins Netz eingespeist werden wird. Das weicht bei Wind nur noch um etwa zwei Prozentpunkte von der Realeinspeisung ab. Zitat Ende.
JCW schreibt.
Die Preisausschläge werden erst geringer werden, wenn es genug Speicher gibt. Und wenn man keine vernünftige Marktordnung für diese Speicher entwirft, werden sich deren Besitzer auf Kosten der unflexiblen Verbraucher eine goldene Nase verdienen.
@ JCW
An solch einer Energiewende orientierten Marktordnung arbeiten die bei „1Komma5°“ ja gerade. Wie hat Ph. Schröder vor kurzem erst geschrieben, die Heimspeicher unserer Kunden müssen größer werden. Die müssen über den Eigenbedarf hinaus größer werden, damit wir sie damit am Strommarkt teilnehmen lassen können. Die machen das, was ich hier gebetsmühlenartig fordere, nämlich die Erneuerbaren wieder ins System integrieren, wie das bis 2010 gesetzlich geregelt war.
Herr Diehl macht sich mal wieder lächerlich mit seinen Uralt-Links (2012). Und will uns noch unterjubeln, das wäre jetzt im Februar gewesen?
Die Lösung vor 2010 hat leidlich funktioniert, weil der Anteil der volatilen Erneuerbaren so niedrig war (kaum 20%). Da konnte man mit den ungenutzten Flexibilitäten von fossilen Kraftwerken die Volatilität von Sonne und Wind kompensieren. In den folgenden 10 Jahren hat man, dank des Börsenhandels, Flexibilitäten im Ausland für diesen Zweck dazugenommen. Weil die auch nicht unbegrenzt verfügbar sind, werden jetzt die Preisausschläge bei uns immer höher.
Die bisher gebauten dezentralen Heimspeicher leisten leider nur einen geringen Beitrag zur Dämpfung dieser Ausschläge. Bei den geplanten Zubauzahlen ist es höchste Zeit, dass bei uns neue Flexibilitäten in Form von Netzspeichern gebaut werden, und dafür gesorgt wird, dass die nicht mehr Geld kassieren als ihren Kosten plus angemessener Rendite entspricht. Dazu muss man ihnen einen Fixpreis fürs Bereitstehen bezahlen, der die Investitionskosten deckt, und einen Arbeitspreis, der die Abnutzungskosten bei Inanspruchnahme ersetzt. Der Fixpreis sollte in Ausschreibungen ermittelt werden, der Arbeitspreis wird in den Ausschreibungsbedingungen technikspezifisch festgelegt. Die Arbitragegewinne gehen an das EEG-Konto, das daraus die Deckungsbeiträge für Investitions- und Arbeitskosten an die Speicherbetreiber erstattet.
Die Steuerung der Speicher erfolgt zentral durch die Übertragungsnetzbetreiber, die das so organisieren, dass die Speicher die Redispatchkosten senken und keinesfalls erhöhen.
JCW schreibt
Herr Diehl macht sich mal wieder lächerlich mit seinen Uralt-Links (2012). Und will uns noch unterjubeln, das wäre jetzt im Februar gewesen?
@ JCW
Sie haben wohl übersehen, dass ich mit dem Link die Vorhersagen Verlässlichkeit dokumentiert habe, wie viel Wind und Sonnenstrom zu erwarten sind. Glauben Sie wenn das 2012 2% Prognoseabweichungen waren, wäre das jetzt anders. Wer meine Kommentare richtig liest, und auch noch versteht, ist klar im Vorteil.
JCW schreibt.
Die Lösung vor 2010 hat leidlich funktioniert, weil der Anteil der volatilen Erneuerbaren so niedrig war (kaum 20%).
@ JCW
Die Menge ist Ihre Erfindung spielt aber keine Rolle, wie Sie meinen folgenden Ausführungen entnehmen können. Das hat funktioniert, weil die 20% Erneuerbare in den Bilanzkreisen zwingend gesetzt waren. Die Versorger mussten ihre „Fossilen“ Langzeitverträge , um 20% weniger abschließen, um die 20% EE beim Day Ahead dem Vortageshandel abnehmen zu können.
Wenn die EE nicht aus den Bilanzkreisen raus genommen worden wären, müssten die Versorger heute ihre Langzeitverträge lediglich um 60% geringer abschließen, damit sie den EEG Strom Day Ahead abnehmen können. So würde Energiewende funktionieren.
Dazu die Antwort eines Vertreters der Versorgerseite auf eine Frage von mir.
Zitat .Gute Frage und ganz einfache Antwort.
Zwischen 12 und 13 Uhr gab es schlich zu weniger Abnehmer. Daher der negative Preis. Als Beispiel: In unserem Versorgungsgebiet mit wenig Industrielast war zu diesem Zeitpunkt Rücklieferung ins Vorlergernetz angesagt. Wir mussten also verkaufen (bezahlen) und konnten leider keine Energie von der Börse abnehmen.
So ging es vielen Versorgen. Wenn man als Versorger für diesen Zeitraum bereits vor 2-3 Jahren Energie bestellt hat (zur Versorgungssicherheit), war dies doppelt ärgerlich. Diese Vorab bestellte Energie musste ebenfalls an der Börse zu negativ Preis verkauft werden. Zitat Ende.
Ich hoffe Sie können erkennen, dass es nicht an der Menge liegt.
JCW schreibt
Die bisher gebauten dezentralen Heimspeicher leisten leider nur einen geringen Beitrag zur Dämpfung dieser Ausschläge.
@ JCW
Haben Sie zahlen dazu, die das belegen, oder sagt Ihnen das ausschließlich Ihre Vorliebe zu den Netzspeichern.? Dezentralität, das heißt Wertschöpfung weit gestreut, scheinen Sie nicht so zu mögen. Da haben Sie noch zu viel Genen von Ihrem Urgroßvater, der ja mal ein kleiner Kraftwerksbetreiber war, wie Sie geschrieben haben. Deshalb sind Sie wahrscheinlich auch kein Freund von „1Komma5°“ die gerade angekündigt haben, dass die Heimspeicher ihre Kunden künftig weitaus größer sein müssen als ihr Eigenbedarf, damit sie am Strommarkt teilnehmen können.