In Deutschland verzeichnete allein im ersten Halbjahr 389 Stunden mit negativen Börsenpreisen (pv magazine berichtete ausführlich). Doch Deutschland ist mit dieser Entwicklung in Europa mitnichten allein und auch nicht Spitzenreiter. Eine am Donnerstag von Montel Analytics veröffentlichte Bilanz zeigt einen europaweiten Trend. Die Analysten gehen davon aus, dass in vielen Teilen Europas voraussichtlich ein Rekordniveau erreicht wird, da auch die Photovoltaik-Erzeugung – wie im zweiten Quartal – neue Höchststände aufweist.
Nach der Studie von Montel wies die schwedische Preiszone SE2 mit 506 Stunden, den höchsten Wert an negativen Preisen im ersten Halbjahr auf. „Dies ist auf ungewöhnlich starke Zuflüsse aus Wasserkraft, Engpässe bei der Stromübertragung, Änderungen bei der flussbasierten Marktkopplung und den anhaltenden Anstieg der Leistung im Bereich der erneuerbaren Energien zurückzuführen“, heißt es dazu. Dahinter folgen Spanien mit 459 Stunden und de Niederlande mit 408 Stunden. Deutschland liegt mit seinen 389 Stunden negativer Börsenstrompreise europaweit auf Platz 4. Frankreich (363), Belgien (361), Finnland (363) und Dänemark 1 (326) folgen und weisen für das erste Halbjahr ebenfalls mehr als 300 Stunden auf. Montel ermittelte, dass in fast allen europäischen Ländern die Stunden mit negativen Strompreisen in diesem Jahr gestiegen sind. Die Analysten gehen ferner davon aus, dass dieser Trend auch in Zukunft anhalten wird.
Die direkte Verbindung dafür ist die steigende Erzeugung der Photovoltaik-Anlagen, die im zweiten Quartal 2025 ein Rekordhoch in Europa aufwies. Die gesamte Erzeugung lag im zweiten Quartal bei 104,4 Terawattstunden, wovon 29 Terawattstunden auf die Photovoltaik-Anlagen in Deutschland entfielen. In Spanien gab es 15,8 Terawattstunden Solarstrom und in Frankreich immerhin noch 9,9 Terawattstunden. Die Wachstumsraten zum ersten Quartal bewegten sich in vielen Ländern zwischen 20 und 40 Prozent, so Montel.
Gleichzeitig verzeichnete Montel ein Rekordtief bei der Stein- und Braunkohleverstromung von 52,2 Terawattstunden. Dies seien elf Prozent weniger als im Vorjahresquartal. Den größten Rückgang verzeichnete Montel dabei bei der Kohleverstromung in Polen, aber auch in Italien, Spanien, Rumänien und Ungarn habe es große Einschnitte gegeben.
„Es wird prognostiziert, dass die negativen Strompreise in Teilen Europas im dritten Quartal ein Rekordniveau erreichen werden“, sagte Jean-Paul Harreman, Direktor bei Montel Analytics. Dieser Trend werde durch den anhaltenden Ausbau der Erneuerbaren, speziell von Photovoltaik-Anlagen, vorangetrieben. Zumal die Stromnachfrage nicht im entsprechenden Maße steige.
Zudem geht Montel von einer weiteren Spreizung der Preise untertags aus. „Es ist zu erwarten, dass in Mittel- und Westeuropa die Spanne zwischen der Mittagsleistung der Photovoltaik und den Nachfragespitzen am Abend am größten ist“, sagt Harreman. „Deutschland, die Niederlande und Belgien werden wahrscheinlich weiterhin stark negative Preise am Nachmittag erleben, gefolgt von hohen Preisen am Abend, wenn die fossilen Brennstoffkapazitäten hochgefahren werden.“ Ein ähnliches Muster könnte auch in Teilen Südosteuropas auftreten. „Es ist jedoch zu erwarten, dass die Grenzen der Netzinfrastruktur und der grenzüberschreitenden Verbindungskapazitäten die Fähigkeit dieser Region, von den niedrigeren Preisen auf den benachbarten Märkten zu profitieren, einschränken werden.“
Andererseits gibt es auch Faktoren, die zu einem steigenden Strompreis führen könnten. Dazu zählt eine eingeschränkte Erzeugung aus Wasserkraft und AKW, da überdurchschnittliche Sommertemperaturen zu niedrigen Wasserständen führen. Außerdem sorgt die weltpolitische Lage für eine anhaltende Volatilität auf den globalen LNG- und Gasmärkten. Gerade die europäischen Länder sind gezwungen zusätzliche Maßnahmen zu ergreifen, um ihre Gasvorräte für den anstehenden Winter zu sichern. Die wiederum dürfte die europäischen Großhandelsgas- und Strompreise weiter in die Höhe treiben.
„Für industrielle Abnehmer und Großverbraucher könnte dieses Quartal durch erhebliche Preisschwankungen gekennzeichnet sein“, sagt Harreman. „Das gleichzeitige Auftreten von extrem niedrigen und extrem hohen Tagespreisen, die durch solare Produktionsmuster, nukleare Beschränkungen und infrastrukturelle Einschränkungen bedingt sind, stellt sowohl operative Herausforderungen als auch Beschaffungsrisiken dar.“
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Nun- 2024 gab es in Deutschland 457 negative Stunden und ganze 40h mit sehr hohen Strompreisen wie sie die BNetzA definiert … das wird in 2025 ff. kaum anders. D.h. es gibt viel mehr Chancen richtig zu sparen als Mehrkosten in den wenigen wirklich teueren Stunden entstehen. Das gilt es sehr deutlich zu sagen.
Die negativen Strompreise treiben die Innovationen und den massenhaften Ausbau von Speicher.
Damit wird sich bis 2030 ein neues Gleichgewicht einstellen mit mehr Solar und mehr Windenergie in den Netzen.
Sonne nachts und Wind in der Flaute wird dann das neue Normal sein.
Durch die Speicher werden die EEG- Kosten sinken und auch das Redispatch- in massivem Umfang.
‚Sonne nachts und Wind in der Flaute wird dann das neue Normal sein.
Durch die Speicher werden die EEG- Kosten sinken und auch das Redispatch- in massivem Umfang.‘
Das allerdings ist nicht die (verpflichtende) Aufgabe der solaren Kleinanlagen unter oder bis etwa 2-3kWp. Das ist unverhältnismässig diese Photovoltaikanlagen (zur fairen, gleichgestellten Rentabilität) übermässig (mit Zwischenspeicherungshardware, Messsystemem oder Regelungsaufwand) zusätzlich zu belasten. Die freiwillige (kostensenkende) Leistung der Stromkundinnen und Stromkunden, dazu, bleibt unbenommen, aber keine zusätzlichen, gesetzlichen Pflicht-Hürden für Kleinanlagen.
Mehr Transparenz auf Netzbetreiberebene (Verteilstromnetz, Niedrigspannung, Mittelspannung) für die Stromkundinnen und Stromkunden wäre dringend notwendig, um die technische Netzsituation einschätzen zu können und nicht die marktdienliche Vereinnahmung der Erneuerbaren Energien ‚Kleinanlagen‘ (mit kostenloser, unvergüteter Überschussstromeinspeisung).
MfG
Hurra, es muss richtig weh tun – dann bewegt sich was. ABER die Initiative gegen Großspeicher hat was dagegen. Vor ALLEM wer hat bisher die Regeln für das „netzdienliche“ Verhalten definiert? Ich keinen keinen.
siehe tiefgehende Analyse vom Systemausfall in Spanien. Wenn die drehenden Massen wegfallen – brauchen wir andere, getestete Regelalgorithmen in den Geräten und nicht so mal lalala hingeschustert.
Was mir auffällt, ist z.B. Italien. Was läuft da anders?
An der Sonne liegt es wohl kaum.
Abgesehen von mehreren Zonen und, im Süden, „ehrenwerten Gesellschaften“: es gibt keine Kernkraftwerke die permanent durchlaufen, auch kaum Kohlekraft, daher keine Überschüsse die negative Preise erzwingen. Eher Strommangel bzw. da Verstromung von Gas teuer ist lieber Erzeugung im Ausland und in nördlichen Zonen die die südlicheren durchfüttern. Norditalien hat zwar Wasserkraft, importiert aber aus Frankreich direkt und über die Schweiz da die Leitungen jeweils einige Gigawatt übertragen können. Aus Österreich direkt kommt kaum etwas da nur dünne Leitungen, aber aus Slowenien, und sogar übers Meer aus Montenegro und Griechenland. Schon erstaunlich.
Italien(?)
‚5321 kWh pro Person im Jahr 2023‘
(und ein höherer Anteil (regional?) an Klimageräten?, allerdings ist der Stromverbrauch in Haushalten, anteilig zum Gesamtstromverbrauch, niedriger (ca. 3%) vgl. mit D., und deutlich im Vgl. zu Frankreich, Spanien oder Grossbritannien (ca. 9-14%))
https://positionen.wienenergie.at/wp-content/uploads/2020/06/energieverbrauch-in-europa-nach-sektoren-1.png
Deutschland(?)
ca. 1600-2000kWh/Jahr (2024/2021)
Das ist doch die perfekte Szenerie für V2G !
Aber in dieser Sache scheint sich in Deutschland nichts zu bewegen 🙁
Wo sitzen denn die Bremser, denen es immer noch gelingt die riesige Speicherkapazität der Elektroauto aus dem Strommarkt fernzuhalten ?
Vielleicht ists -der Un/Wider-Sinn- andersrum verständlicher:
Was würde man von einem Kutscher halten, der, wenns bergab geht
nicht bremst – sondern die Pferde entgegen der Fahrtrichtung umschirrt –
damit diese mit all ihrer Kraft die Abwärtsbewegung der Kutsche verlangsamen
(alle Kraft = negative Mittags-Solarstrom-Preise)
Und der Kutscher -ist ja nicht doof- sucht optimalere „Entschleunigungs-Möglichkeiten“-
beispielsweise mit sooo teurer Wasserstoffproduktion, dass er den vielfachen Fahrpreis zurückzubezahlen hat-
Ich hab nichts gegen keine Art Technik
wenn diese erst mal zur „Reife entwickelt“ und anschliessend -sukzessive dabei lernend- eingesetzt wird
anstatt mit „politischem Wolkenschloss-Euphorie-Booster“ überhastet Milliarden gegen die Wand zu fahren
Witzig scheint mir, dass „die PV-Anlagen der einfachen Leute“ wohl von mehr Verstand und Sachkenntis künden, als DAS, zu was all unsre „Weisen“ in Politik, Wirtschaft und Wissenschaft zu realisieren fähig sind:
Balkon-Solar gibts längst mit nahe 2 000 W erreichbarer Maximal-Leistung
– ABER auf 800 W maximale Einspeiseleistung limitiert. SO gibts einberseits sommers und mittags volle Kanne Energie –
und /aber auch bei magren Lichtverhältnissen noch erfreulich viel !
Warum also setzt man bei Grossflächen-PV nicht wenigstens erst mal einen Rechenstift an –
um feststellen zu können, wieviel Anteil „solare Überkapizität“
in Kombi mit wieviel Anteil Speicher „unterm Strich“ so sinnvoll wie wirtschaftlich sind-
anstatt sich ?fast? einzig auf ein vertretbares Speicher-Maximum hin auszurichten ?!
Bei Lieschen Müller und Hein Blöd arbeitet also der Verstand noch respektabel –
wohl in klarem Gegensatz zum Kuddelmuddel unsrer „Eliten“ ?!