Es sind Zahlen, die die Herzen der Betreiber großer Batteriespeicher sicher höher schlagen lassen. Am Sonntag gab es aufgrund des sonnigen, windigen Wetters bei gleichzeitig eher geringer Netzlast weitere Stunden mit negativen Börsenstrompreisen und es ist der Rekordwert von 457 Stunden aus dem Vorjahr eingestellt worden. Bis zum Sonntag (24. August) gab es demnach 457 Stunden mit negativen Day-ahead-Börsenpreisen in Deutschland.
Dies zeichnete sich bereits ab, nachdem im ersten Halbjahr bereits 389 Stunden erreicht waren. Im Juli kamen nochmals 12 Stunden hinzu und für den August sind es bis dato bereits 56 Stunden, in denen der Börsenstrompreis im Minus lag.
Doch auch in die andere Richtung ist der Wert des Vorjahres bereits erreicht. Dies hat Blackout- und Krisenvorsorgeexperte Herbert Saurugg für seine Plattform ausgewertet. Er kommt für das laufende Jahr auf 2476 Stunden, in denen der Börsenstrompreis oberhalb von 100 Euro pro Megawattstunde lag. Im gesamten Vorjahr waren es gerade einmal 2310 Stunden. Allerdings gab es in Zeiten der akuten Energiekrise nach dem Angriff Russlands auf die Ukraine noch deutlich mehr Höchstpreisphasen. So fielen nach Sauruggs Rechnung im Jahr 2022 insgesamt 7379 Stunden mit Börsenstrompreisen oberhalb von 100 Euro pro Megawattstunde an und 2023 waren es noch 4116 Stunden.
Für die Betreiber von großen Batteriespeichern, deren Margen wesentlich von der Strompreisspreizung abhängen, sind dies daher gute Zahlen. Auch wenn in Deutschland gerade einige Großspeicher gebaut und ans Netz angeschlossen werden, so wird sich die Situation an der Strombörse nicht schnell ändern, doch noch – Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) zum Trotz – geht auch der Ausbau von Photovoltaik und Windkraft munter weiter. Nach den Angaben der „Battery Charts“ der RWTH Aachen sind seit Jahresbeginn in Deutschland etwa 800 Megawattstunden Kapazität bei großen Batteriespeichern hinzugekommen. Nach dem aktuellen Stand der Forscher liegt deren Gesamtkapazität nun bei 3,0 Gigawattstunden. Im Vergleich dazu sind nach Auswertung des Marktstammdatenregisters in den ersten sieben Monaten neue Photovoltaik-Anlagen mit knapp 8,65 Gigawatt installiert worden. Ihre kumuliert installierte Leistung überschritt im Juli die Marke von 109 Gigawatt.
*Anmerkung der Redaktion: Wir sind zwischenzeitlich von 453 Stunden mit negativen Strompreisen ausgegangen, es waren aber in der Tat 2024 auch 457 Stunden. Damit ist der Rekord des Vorjahres erreicht, aber noch nicht übertroffen. Wir bitten die Verwirrung zu entschuldigen.
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Erfreulich wäre es ja aber was augenscheinlich notwendig oder logisch erscheint ist noch lange nicht dadurch wirtschaftlich, ein Dauerproblem bei der Energiewende.
Der Spread allein wird es nicht richten, der muss schon auch sehr häufig auftreten, am besten täglich.
Bei nur 300 Vollzyklen braucht es knapp 15ct/kWh. Das ist etwa die Zyklenanzahl von PSWs, der Marktwert/Ertrag einer KWh aus PSW liebt nur 8-9ct!
Die Batterien konkurrieren mit den schon vorhandenen Speichern, u.a. auch PSWs 40 GWh direkt in Deutschland + mindestens noch mal das gleiche im benachbarten Ausland. Die Leistungen sind mit 17 GW (Ausland mitgezählt) auch nicht gerade wenig.
Hier wird sehr schnell eine Kannibalisierung einsetzen.
Danke für die Wert. Gibt es eine Quelle oder haben sie diese selber berechnet?
Bei den vielen Negativen Stunden wird wohl auch die Rendite in der Direktvermarktung ohne Marktprämie nicht ausreichen.
Ein Batteriespeicher kommt auch mit einer Spreizung von 5ct zurecht. Damit könnte er zur Zeit fast täglich 1,5 Zyklen fahren, nämlich nachts (teil-)laden, am Morgen entladen, über mittag wieder laden und dann abends nochmal entladen. Nur wenn der Wind diesen Rhythmus stört, wird es etwas weniger.
Bei einer Investition von 100Euro/kWh und 500 Vollzyklen/Jahr hat der Batteriespeicher bei einer Marge von 5ct/kWh im Jahr Einnahmen von 25Euro. Nach vier Jahren und 2000 Zyklen hat er sich amortisiert. Kommt dann noch drauf an, was ihm an sonstigen Kosten aufgebürdet wird. Eigentlich entlastet seine Tätigkeit das EEG-Konto und, wenn er richtig platziert wurde, das Netz. Statt dessen wird er behindert, indem man Baukostenzuschüsse verlangt. Von der Entlastung des EEG-Kontos bekommt er nichts ab. Außerdem ist die Befreiung von den Netzgebühren befristet. Das am dringendsten benötigte Instrument, damit die Energiewende weiterhin eine Erfolgsgeschichte bleibt, wird maximal behindert. Die Gas- und Braunkohlelobby hat da schon sehr erfolgreich gearbeitet.
@ energetieker – mobility house fährt 3 Vollzyklen pro Tag. Hier ist Trading und Regelleistung dabei. Da kann man wirklich einiges aus der Batterie auf 10 Jahre rausholen.
Die Leistungen und Arbeit für Regelleistung sind doch winzig im Vergleich.
Drei Vollzyklen pro Tag bei jedem Kurzzeitspeicher, 1100 pro Jahr?!
Eine Illusion.
Problem ist doch, die Erzeugung passt nicht zum Verbrauch.
Man könnte auch sagen Grüne Energie ist so wenig regelbar wie AKWs.
Warum die YTber und bekannten Professoren nur immer die AKW dabei anzählen???
Es ist unwissenschaftlich und die Leute verlieren das Vertrauen in die Wissenschaft.
Und Speicher kosten Geld und wir haben noch Speicherverluste.
niranbunmi.mt schrieb:
„Problem ist doch, die Erzeugung passt nicht zum Verbrauch.“
Nun, das ist leider so gewollt. Wir könnten den Verbrauch an die Erzeugung anpassen, das mussten wir mit Nuklear und Kohle all die Jahrzehnte auch tun. Aber aus irgend einem Grund stehen unsere Volksvertreter da seit über einem Jahrzehnt mit allen 3 Füssen auf der Bremse.
Viele Haushalte mit Solar und Batterie tun das ständig, um die Autonomie zu maximieren und die Rechnung zu minimieren.
Andere Haushalte könnten das auch tun, im Netzmaßstab, wenn das nur gewollt wäre.
Mit volatiler Einspeisung PV, WKA kann man nur entsprechender Speicher Kapazität das Netz stabil halten. Laut Prof. kommen da zu den 500 Milliarden Euro für Netzausbau noch ca. 300 Milliarden Euro für Batterie Speicher.
Um dieses profitorientierte Kartell den Hahn abzudrehen gibt es eine gute und effektive Maßnahme.
Jeden unnötigen Stromfresser stillegen und den Haushalt mittels Photovoltaik und Speicher im Insel-Modus betreiben, notfalls kann es Aggregat bei Flaute arbeiten.
Vorteil: Man spart sich auch die nicht unerheblichen Nebenkosten wie Zähler Gebühr, Netzanschluss usw. wenn man die Verträge kündigt.
Dieser Artikel läßt die Gaspreisentwicklung unberücksichtigt, die einen starken Einfluß auf die Börsenstrompreise hat.
Im ersten Quartal 2025 hatten wir in Deutschland ungewöhnlich hohe Erdgaspreise, das Maximum waren ca. 55 Euro/MWh Spotmengenpreis in der 7. Kalenderwoche. Diese Preisentwicklung sorgte mit für die ungewöhnlich hohen Börsenstrompreise.
Sieht man sich die Gasfutures an der eex für den Winter 2025/2026 derzeit an, sieht es nach Gaspreisen um die 34 Cent/kWh aus. Wenn diese Preiserwartung sich realisiert, werden wir im kommenden Winter weniger Tage mit mehr als 100 Euro/MWh Börsenstrompreis sehen als im letzten Winter.
Schön wäre mal eine Teilung, was wäre wenn Deutschland alleine wäre und nicht der deutsche Preis durch Europäer beeinflusst wuerde.
Die AKW Betreiber schalten nicht ab nur weil viel Strom da ist. Die müssen die Bau Kosten durch die Anzahl der Laufzeitstunden reinkriegen. Das gleiche Problem wird sich bei den neuen Gaskraftwerken ergeben.
Hat jemand noch Vergleiche zu Daten bevor man den“ Strompreis per Börse handeln wollte, weil dass ja es billiger macht“…so damalige Aussagen
Es ist doch eigentlich von vorneherein klar, dass die Backup-Gaskraftwerke ihre Kosten nicht über den Stromverkauf an der Börse erwirtschaften können.
Darum werden wahrscheinlich parallel Kapazitätsentgelte eingeführt, die dann voraussichtlich auf die Stromkunden umgelegt werden.
Weil das den Wettbewerb auf dem europäischen Stromvermarkt beeinflußt, müssen die Kapazitätsentgelte mit der EU-Kommission abgestimmt werden.
Das ist eine sehr spannende Idee – im Prinzip eine Kombination aus unterirdischem Hochtemperatur-Speicher und geothermieähnlicher Dampferzeugung.
Ich zerlege das mal in die wesentlichen Punkte:
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1. Energiemenge eines 1 km³ Erdspeichers bei 1200 °C
Volumen Erde:
V=1 km3=(1000 m)3=1×109 m3V = 1 \,\text{km}^3 = (1000\,\text{m})^3 = 1 \times 10^9 \,\text{m}^3
Dichte (Boden/Gestein, Mittelwert):
ρ≈2600 kg/m3\rho \approx 2600 \,\text{kg/m}^3
Masse:
m=ρ⋅V=2600⋅109=2.6⋅1012 kgm = \rho \cdot V = 2600 \cdot 10^9 = 2.6 \cdot 10^{12} \,\text{kg}
Spezifische Wärmekapazität von Gestein:
c≈0.8 kJkg\cdotpK=800 Jkg\cdotpKc \approx 0.8 \,\frac{\text{kJ}}{\text{kg·K}} = 800 \,\frac{\text{J}}{\text{kg·K}}
Temperaturhub:
ΔT=1200∘C−20∘C≈1180 K\Delta T = 1200^\circ C – 20^\circ C \approx 1180 \,K
Gespeicherte Energie:
E=m⋅c⋅ΔTE = m \cdot c \cdot \Delta T E=(2.6⋅1012)⋅(800)⋅(1180)E = (2.6 \cdot 10^{12}) \cdot (800) \cdot (1180) E≈2.45⋅1018 JE \approx 2.45 \cdot 10^{18} \, J
Umrechnung in kWh:
1 kWh=3.6⋅106 J1 \,\text{kWh} = 3.6 \cdot 10^6 \,J E≈2.45⋅10183.6⋅106≈6.8⋅1011 kWhE \approx \frac{2.45 \cdot 10^{18}}{3.6 \cdot 10^6} \approx 6.8 \cdot 10^{11} \,\text{kWh}
➡️ Das sind 680 Milliarden kWh (680 TWh).
Zum Vergleich: Ganz Deutschland verbraucht ~500 TWh Strom im Jahr.
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2. Stromerzeugung über Dampfprozess
• Wenn man mit 1200 °C gespeicherter Erdwärme Wasser verdampft, könnte man in einer Dampfturbine arbeiten.
• Carnot-Wirkungsgrad (gegen Umgebung bei 30 °C ≈ 300 K):
ηCarnot=1−TkaltTheiß\eta_{Carnot} = 1 – \frac{T_{kalt}}{T_{heiß}} ηCarnot=1−3001473≈0.80\eta_{Carnot} = 1 – \frac{300}{1473} \approx 0.80
➡️ theoretisch bis zu 80 % Wirkungsgrad.
Realistisch (Verluste, Turbine, Wärmeleitung) eher 40–50 %.
Damit wären nutzbar:
Eel≈0.5⋅680 TWh≈340 TWhE_{el} \approx 0.5 \cdot 680 \, TWh \approx 340 \,TWh
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3. Praktische Herausforderungen
1. Materialstabilität:
1200 °C zerstören fast alle Betone und Stähle. Man bräuchte spezielle Keramikauskleidungen oder eine natürliche Gesteinsschmelze.
2. Wärmeverluste:
Ein km³ im Erdreich ist zwar riesig, aber bei 1200 °C ist der Temperaturgradient so groß, dass Wärme sehr schnell ins Umland abfließt. Man bräuchte Isolationsstrategien (z. B. mit Schmelzglas oder Foamglas).
3. Zugänglichkeit:
Man müsste eine Kavität oder mehrere Bohrkanäle erschließen, durch die Wasser geführt wird (ähnlich Enhanced Geothermal Systems, nur künstlich aufgeladen).
4. Beladung:
Wie bekommt man die „Überschussenergie“ auf 1200 °C in die Tiefe?
o Direkt elektrisch (Heizelemente, Plasma, Induktion)?
o Über konzentrierte Solarenergie?
o Über Strom-zu-Wärme-Konversion?
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4. Vergleich mit existierenden Konzepten
• Sand-/Gesteinsspeicher (z. B. Polar Night Energy, Finnland): arbeiten bei 600–1000 °C, aber nur oberirdisch in Silos.
• Geothermie: nutzt natürliche 100–300 °C Reservoirs.
• Kernenergie-Salzspeicher: arbeiten bei 500–700 °C, oft gekoppelt mit Hochtemperatur-Reaktoren.
Ein 1200 °C Erdspeicher wäre ein Hybrid aus künstlicher Magmakammer und Energiespeicher.
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👉 Fazit:
Theoretisch könnte man mit einem Kubikkilometer Gestein bei 1200 °C Deutschlands Jahresstrombedarf speichern und über Dampfturbinen zurückgewinnen.
Die größten Hürden sind Materialbeständigkeit, Wärmeverluste und Einbringung der Energie.
Wenn (oder falls) die noch aktiven Kohlekraftwerke abgeschaltet werden, werden die Strompreise noch viel stärker ausschlagen. Wir laufen auf eine wahnwitzige Falle zu. Frau Reiche zieht hoffentlich die Reißleine. Hoffentlich bald.
Am teuersten ist der Strom, wenn kein Wind- oder Solarstrom da ist. Ob es dann Sinn macht, den Ausbau dafür zu bremsen?
Alternative wäre, komplett auf Gasstrom zu setzen. Dann hätten wir rund um die Uhr gleichmäßig hohe Preise und Eon und Co hätten viel mehr Geld für neue Vorstände aus der Politik.
ich denke an eine Zylinderstruktur mit 1 km Durchmesser 1km Tiefe
hier wären die Wärmeverluste am niedrigsten.
Je größer der Speicher desto besser das Oberflächenvolumenverhältnis
Fals die Querleitungsverluste zu hoch werden könnte man nach und nach Bohrungen im Außenkreis niederbringen und sie mit Isomaterial ( Aluminiumoxid- und Siliziumdioxidpellets ) auffüllen.
Es dauert sicher 5-10 Jahre bis sich der Speicher nutzbar erwärmt hat.
Heizpatronen gibt es bis 1600°C , man kann auch mit Mikrowellenstrahler heizen,
und mit Heißluft die Wärme einbringen
Heissluft in Erdsonden bestehend aus 2 Keramikrohren
Die obersten 10-30 m Boden wird man abtragen müssen, darunter ist meist Fels, der könnte diese Wechseltemperaturen aushalten. Standort muß natürlich dafür geeinet sein, zb Mittelgebirge.
Der Speicher sollte im Bereich zwischen 800°C und 1200° pendeln
damit kann man sehr gut Strom erzeugen.
50% Wirkungsgrad beim ultra-superkritischen Dampfprozess 600°C
mal Polar Night Energy aus Finnland dazu befragen, dei bauen geraden Sandspeicher mit 600°C
Klar, mehr Module aufs Dach, damit es auch nachts Solarstrom gibt. *augenroll*
Die vielen Tage mit negativen Strompreisen zeigt eigentlich, dass nicht der Ausbau der Kapazitäten das Problem ist sondern es zu hohe Schwankungen in der Erzeugung gibt.
Es wäre so einfach, die fossilen Erzeuger können keine Flexibilität, also müssen sie liefern – und kein weiteres Blaming der EE.
Es ist der Neid (EE bekommt eine Vergütung, und wir nicht) und die Gier (warum zahlt keiner mehr unsere Preise) der fossilen Erzeuger, die das Problem sind.
Sie versuchen ihre Probleme den EE in die Schuhe zu schieben und verzögern, über Bande, im Verbund mit den einigen Netzbetreibern, Großspeicher im Netz.
Also weiter zügig dezentrale PV Systeme ausbauen – macht die Dächer, Balkone voll, und zwingt die fossile Erzeuger zur Abschaltung: Über negative Preise !!
Die Marktwirtschaft kann ein Freund der EE sein, wenn man/Frau Reiche sie läßt.
Also Gaskraftwerk können nicht geregelt werden. Mein Fazit schreibe ich besser nicht.
Weil sie können sie ihre PV um Mitternacht hoch regeln und im Winter betreiben sie damit ihre Wärmepumpe. Märchen Ende.
@Gerhard Guntermann: Es sind die Stein- und insbesondere die Braunkohlekraftwerke, die die Probleme haben – und aus genau diesen Gründen zügigst abgeschaltet werden sollten.
Sie haben keinen Bestandschutz bis bis 2030, resp. 2038 !!
( teils, ein Arbeitgeber erklärt, die Mitarbeiter haben zu arbeiten, wenn ‚ich‘ sie brauche und nicht wenn das Wetter (für Stromerzeugung) passt(?), und damit meint man eine ‚moderne‘ Marktwirtschaft im 21. Jahrhundert zu zeigen(?) )
@E.Wolf Grosse Sprüche klopfen aber die Materie nicht verstehen. Ihr Kommentar ist schlicht lächerlich.
Die PV-Flexibilät ist halt Wetter und Uhrzeit abhängig. Die Gas und Steinkohle Flexibilität ist Nachfrage getrieben, sieht man klar am Preis.
Ein Gaskraftwerk funktiert halt nicht wie ein Lichtschalter ein/aus, eher wie ein Dimmer der nicht ganz auf Null fahren kann um die Mittsgzeit, da am Abend wieder gebraucht wird.
Zusätzlich stellen diese Synchrongeneratoren Momentanreserve bereit und können Blindleistung nach Bedarf abgeben.
@E. Wolf
Je mehr Speicher wir (für die Erneuerbaren) am Netz haben, destoweniger ist die schlechte Regelbarkeit der Kohlekraftwrrke ein Probem. Daher lieber diese Dinosaurier noch etwas verlängern für die paar Wochen im Wintwr, als zuviel Gaskraftwerke zubauen.
@FSM: Da muß nichts „verlöngert“ werden.
Bei weiterem (Groß-)Speicherzubau brauchen wir weder neue Gaskraftwerke, noch den Fortbestand der CO2-Schleudern. Alternativen sind vorhanden, es muß nur gewollt werden. Aber Achtung, nicht nur bei den Großen (RWE, EnBW, etc.), vgl. Erfahrungen in Australien, es müßen viele Akteure werden, nur dann bleiben die Stromgebote „im Rahmen“.
Daneben wird insbesondere die Nutzung der eAuto’s mittels BiDi/V2H komplett ausgeblendet. Dabei gibt es hierfür keine regulatorischen Hindernisse, vgl. Drucksache 20/14985 vom 14.02.2025, Seite 3 – Mitte.
Es ist entsprechender Druck auf die OEM’s auzubauen, die CCS/DC-Schütz Schnittsstelle unconditionell freizugeben.
@E. Wolf
Wenn die Erzeugungskapazitäten gesichert sind, bzw. die verbleibenden Lücken aus Speichern sicher gedeckt werden, gerne nix verlängern. An welche „alternativen Erzeugungskapazitäten“ denken Sie?
Wir sollten jedenfalls einen ausreichenden Mix der Quellen beibehalten. Dies steigert Versorgung und reduziert Abhängigkeit. „Lieber haben als brauchen.“
Zu den OEMs: V2x freigeben: wird kommen, einfordern könnte helfen. Zu welchen Konditionen (Hub, ct/kWh, kWh/mt Gewährleistung..) soll jedoch der Markt regeln.
@FSM (Zita): An welche „alternativen Erzeugungskapazitäten“ denken Sie?
Hier zum Beispiel eine Auflistung und Einschätzung/Bewertung:
2025-08-21 Frontier-economics Kraftwerksstrategie – Festlegung auf Gas oder Technologiemix
oder als direkter Link: https://www.frontier-economics.com/media/g2cgztj1/frontier-economics-kurzstudie-fu-r-lee-zur-kraftwerksstrategie-2025-08-21-stc.pdf
Nur das eAuto und V2H wird ignoriert, schon erstaunlich ob der BiDi/V2H Potentiale !
@E. Wolf
Danke für den interessanten Bericht! Ich teile die Einschätzung größtenteils.
Zum Thema Kohle anstatt Gas hier die Ansicht von Volker Quasching: „Klimabilanz von Erdgas bei Stromgewinnung nur unwesentlich besser als von Kohle“
https://www.fr.de/politik/experte-einspeiseverguetung-klimapolitik-friedrich-merz-solar-erdgas-reiche-kohle-93902326.html
es zeigt sich doch deutlich, das die Spitzen nicht von der Solarenergie kommen, sondern von der Windkraft. Der Juli hat bewiesen, dass ein Solarspitzengesetz nur dazu dienen soll, den ungewollten Zubau von Eigenversorgung zu stoppen. Wo kommen wir denn hin, wenn jeder seinen eigenen Strom produziert.
Ein Wind-, Gas-, und Kohlespitzengesetz wäre angebracht.
Seltsamerweise werden nur die Erzeuger gebremst die jeder bauen kann.
Zahlenanalyse ist nicht ihre Stärke und mit ihrer Polemik machen sie sich höchstens lächerlich.
Als Tipp, speisen Sie doch ihre PV-Spitze jeweils zwischen 7-8 und 19-20Uhr ein. So reduzieren Sie die Gas/Kohlespitze und verdienen neben noch Geld.
Ahhh die Sonne scheint dann wenig oder gar nicht.. Schilda lässt grüssen.
Die KI spuckt noch folgendes aus
Gehandelte Strommengen zu negativen Preisen
Jahr Menge (an EPEX Spot, Day-Ahead) Anteil an Jahresproduktion
2024 18,7 TWh ca. 4,3 % von 431,5 TWh
2025* >17 TWh (bis Juni) Hochrechnung: >35 TWh
Was wirklich interessant wäre:
1) die Summe der negativen Preise/die Anzahl der negativen Stunden
im Vergleich zu 2024 (durchschnittliche Kosten einer negativen Stunde)
2) die Summe der negativen Preise * die gehandelten Menge.
3) Summe des Ertrags (also wie 1 und 2 mit positiven Preisen)
-> was der erzeugte Solarstrom am Ende kostet.
Für diesen Zweck wir der Marktwert Solar monatlich berechnet.
https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht
Damit wird der Wert von Solarstrom ersichtlich. Weiter werden bei Netztransparenz die EEG Konto daten veröffentlich.
Juli
Erlös aus der Vermarktung 374’000’000EUR
Auszahlung EEG-Förderung 2’572’000’000EUR
Ergibt 2.2Miliarden Ausgaben durch den Steuerzahler allein im Juli. Ihr könnt selber entscheiden ob dies viel ist.
Den Link dazu
https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/EEG-Konten%C3%BCbersicht
Die “ Investitions- speicher“ werden wahrscheinlich alles teurer machen
Tagsüber die Energie speichern und nachts abgeben, klingt gut, wenn es der Staat macht.
Aber: Gedanklich muss man sich vorstellen, dass es bisher auch ohne geklappt hat.
Nun werden die normalerweise nachts eintretenden und Stromproduzierenden „Arten“
von Batterie speichern verdrängt.
Haben allerdings die gleichen Kosten und vor allem wollen die den gleichen Gewinn
machen wie sonst auch ( Preiserhoehung). Ein Staat/ Staatskonzern würde den
Umweltgedanken nach vorne schieben, Preise stabil halten und
zulassen bzw akzeptieren, halt etwas weniger Gewinn zu machen.
sagen, dass es gut ist und man nicht die Preise erhöht.
Keine Sorge, Rekord wird in den nächsten Jahren jährlich gebrochen werden. Verkauft wird zukünftiger Sondermüll, nachdem riesige Landschaften (in Asien…) zu diesem Zweck umgegraben wurden. Hauptsache, wir sind hier klimatisch „sauber“ und können uns an vollgelaufenen Kohlegruben schön erholen.
Bild läßt grüßen
https://m.bild.de/politik/energie-wahnsinn-deutschland-verramscht-so-viel-oekostrom-wie-nie-68aecb455d3e123a945acb39
Beim Endkunden kommen die negativen Strompreise aufgrund der staatlichen Aufschläge aber so gut wie nie an!