Im August 2025 zeigte sich wie schon im Juli, dass die stumpfe Verknüpfung: „mehr Photovoltaik = mehr und tiefere Minuspreise“ auch in einem sehr sonnigen August nicht stimmt. Der Marktwert Solar fällt mit mehr Photovoltaik immer tiefer – diese Erklärung greift viel zu kurz. Besonders deutlich wird dies, wenn man den Marktwert Solar von 3,7 Cent pro Kilowattstunde im August 2025 mit dem Wert aus dem August 2019 vergleicht: Damals waren im August „läppische“ 47 Gigawatt installiert und der Marktwert Solar lag bei nur 3,38 Cent pro Kilowattstunde – und dies trotz eines um 8 Prozent höheren Stromverbrauchs als im August 2025.
Wie in meinem Beitrag zum „Paukenschlag im Juli 2025“ wollen wir daher erneut dazu auffordern, das Thema entsprechend seiner Komplexität zu betrachten, um sinnstiftende Lösungen für den weiteren Umbau des Energiesystems zu erarbeiten. Denn natürlich ist der Umbau herausfordernd und jeden Tag wird bei der Stabilhaltung unserer Netze von den dort tätigen Menschen Großartiges geleistet, da es eben nicht trivial ist. Gerade aber die Umbauleistung seit 2019 zeigt sehr deutlich, dass wir das Ganze schaffen, wenn wir alle Facetten stets beachten und nicht auf scheinbar einfache Kausalitäten hereinfallen. Zumal die Speicherpreise in den vergangenen 24 Monate implodiert sind und somit die Lösung des Speicherproblems im Tagesbereich subventionsfrei und schnell verfügbar ist.
Neben Vergleichszahlen zum Vorjahr gibt es zur Verdeutlichung einiger Aspekte diesmal auch Daten aus dem Jahr 2019, dem letzten „normalen“ Jahr vor Corona-Pandemie und dem Ausbruch des Krieges in der Ukraine. Im Jahr 2019 gab es einen etwas höheren Stromverbrauch, deutlich weniger Photovoltaik und vor allem die Aussage des BDEW in einem Vortrag bei den Edis-Partnertagen im Oktober 2019, dass bei 100 Gigawatt Photovoltaik plus Windausbau über 3000 Stunden pro Jahr negative Preise entstehen könnten – so meine sinngemäße Erinnerung.
Im August 2025 haben wir eine installierte Photovoltaik-Leistung von 109 Gigawatt, also schon mehr als die 100 Gigawatt aus dem BDEW-Horrorszenario, und es gab ganze 64 Stunden mit negativen Börsenstrompreisen. Sehr zum Ärger der „Untergangspropheten“ sogar vier Stunden weniger als im August 2024, als wir noch nicht ganz bei 100 Gigawatt Photovoltaik waren.
Ja, es gibt im Jahr 2025 schon mehr Minusstunden als im gesamten Jahr 2024 und es kommen auch noch einige hinzu – die für 2025 kolportierten Horrorszenarien dürften dennoch ausfallen. Und ebenfalls ja: Der Marktwert Solar lag im August 2024 mit 4,26 Cent pro Kilowattstunde über dem des August 2025.
Das System passt sich besser an, als geglaubt und einmal mehr erweisen sich Monokausalitäten als falsch oder zu einseitig. Auch die teilweise düsteren Prognosen zur Tiefe der Minusstunden im Mittel und vor allem im Maximalbereich haben sich auch im August 2025 nicht bewahrheitet.
64 Stunden mit negativen Day-ahead-Preisen im August 2025:
• im Mittel: -5,7 Euro pro Megawattstunde
• tiefster Wert: -61 Euro pro Megawattstunde
Schauen wir mal auf die Zielerreichung, Fortschritte und verschiedene Zahlen
Angesichts der Diskussionen um die negativen Strompreisstunden fällt die Zielerreichung hinter all diesen Details unter den Tisch. Denn eigentlich geht es doch um die Verdrängung von Kohle- und Atomstrom und da sind wir richtig gut. Die Zahlen dazu sind beeindruckend:
Kohleverstromung in Deutschland jeweils im August des Jahres:
• 2019: 10.731 Gigawattstunden
• 2024: 7450 Gigawattstunden
• 2025: 6174 Gigawattstunden
Hinzu kommt die ersetzte Atomkraft jeweils im August des Jahres:
• 2019: 5470 Gigawattstunden
• 2024/2025: 0 Gigawattstunden
Als Reaktionen auf unseren Juli-Beitrag gab es oft die Anmerkung, dass es im Juli 2025 ja so wenig Sonne gab. In der Tat und wie beschrieben war die Solarstrahlung im Juli recht schwach. Was uns aber nicht daran gehindert hat, mehr Solarstrom denn je in einem Juli zu produzieren – weniger Sonne wurde durch mehr installierte Leistung überkompensiert. Im August kommen nun sehr sonniges Wetter und noch mehr installierte Photovoltaik-Leistung.
Noch nie erzeugten die Photovoltaik-Anlagen in Deutschland so viel Solarstrom in einem August wie 2025: Beeindruckende plus 11 Prozent bei der Solarstromproduktion gegenüber August 2024. Auch beim Windstrom gab es ein Plus von 8 Prozent im Vergleich zum August 2024.
Der Marktwert Solar ist dennoch mit etwa 3,7 Cent pro Kilowattstunde im August 2025 über unseren Erwartungen ausgefallen. Für den September 2025 rechnen wir beim Marktwert mit einem Korridor von 4,3 bis 6,2 Cent pro Kilowattstunde.
Hier noch einige Zahlen zum Weiterdenken
Installierte Photovoltaik-Leistung jeweils per Ende Juli:
• 2019: 47 Gigawatt
• 2024: 92 Gigawatt
• 2025: 109 Gigawatt
Sonnenstunden in Deutschland im August laut Deutschem Wetterdienst (Mittelwert):
• 2024: 262 Stunden (plus 24 Prozent zur Vergleichsperiode 1991-2020)
• 2025: 253 Stunden (plus 19 Prozent zur Vergleichsperiode 1991-2020)
Wo liegt der August im Verbrauch?
• 36.297 Gigawattstunden, das heißt 3 Prozent weniger als im Juli 2025
Und der Import/Export?
• Nettoimport rund 11 Prozent höher als im Juli 2025
Weitere Hintergründe
Die einzelnen Kalenderwochen im Vergleich einiger Daten:
| Kalenderwoche | Jahr | Solarstrom (GWh) | Verbrauch (TWh) | Abweichung Verbrauch ggü. 2019 | PV-Anteil |
| KW35 | 2019 | 1.216 | 9,22 | 13,2 % | |
| 2024 | 2.027 | 8,44 | −8,5 % | 24,0 % | |
| 2025 | 2.026 | 8,39 | −9,0 % | 24,1 % | |
| KW34 | 2019 | 1.281 | 8,84 | 14,5 % | |
| 2024 | 1.806 | 8,33 | −5,8 % | 21,7 % | |
| 2025 | 2.246 | 8,21 | −7,1 % | 27,3 % | |
| KW33 | 2019 | 1.025 | 8,82 | 11,6 % | |
| 2024 | 1.850 | 8,36 | −5,2 % | 22,1 % | |
| 2025 | 2.558 | 8,35 | −5,3 % | 30,6 % | |
| KW32 | 2019 | 1.009 | 8,94 | 11,3 % | |
| 2024 | 2.025 | 8,26 | −7,6 % | 24,5 % | |
| 2025 | 2.374 | 7,97 | −10,8 % | 29,8 % | |
| KW31 | 2019 | 1.158 | 8,90 | 13,0 % | |
| 2024 | 2.037 | 8,08 | −9,2 % | 25,2 % | |
| 2025 | 1.742 | 8,15 | −8,4 % | 21,4 % |
Beeindruckend ist zu sehen, dass es die Photovoltaik bereits schafft, in einer Kalenderwoche mehr als 30 Prozent des Wochenverbrauchs zu decken.
Einige Quellen zum Thema für alle, die sich ihr eigenes Bild über die Entwicklungen machen wollen:
Verbrauch auf Wochenbasis: https://www.dashboard-deutschland.de/indicator/tile_1667214343714
Solarstrom, Kohlestrom, etc.: https://www.energy-charts.info
Rascher Überblick Minusstunden seit 2015: https://www.bhkw-infozentrum.de/wirtschaftlichkeit-bhkw-kwk/negative-strompreise-fakten-und-statistiken.html
Spotmarktpreise: https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Spotmarktpreis-nach-3-Nr-42a-EEG
Wie gestalten wir das weiter?
Antworten und Inspiration wie immer auf dem Forum Solar Plus vom 18.- 19. November 2025 in Berlin zum 25. Jubiläum: https://www.forum-solar-plus.de
Zugleich noch eine Einladung an alle Leser zu einer „Rechen-Challenge“: Wo würde der Marktwert Solar aktuell liegen, wenn wir den Verbrauch von 2019 hätten?
Dieser Beitrag ist unter Nutzung von Auswertungen von Ulrike Gunnemann, Electric Blue GmbH https://www.electricblue.io , entstanden, wofür ich mich sehr bedanke.
— Der Autor Karl-Heinz Remmers ist seit 1992 als Solarunternehmer tätig. Zu Beginn mit der Planung und Montage von Solaranlagen sowie der Produktion von Solarthermie-Kollektoren. Seit 1996 dann parallel unter dem Namen Solarpraxis mit eigenen Fachartikeln, Buch- und Zeitschriftenverlag und dem bis heute aktivem Solarpraxis Engineering. Zu den erfolgreichen Gründungen zählen auch die nun von namhaften Partnern gemachte pv magazine Group und die Konferenzserie „Forum Solar Plus“. Neben Solarpraxis Engineering sind heute Entwicklung, Planung, Errichtung und Betrieb von Solaranlagen als „IPP“ im Fokus der Aktivität. Zudem betreibt er aktive politische Arbeit im Rahmen des Bundesverbandes Neue Energiewirtschaft (bne). Mehr hier: https://www.remmers.solar/ueber-mich/ —
Die Blogbeiträge und Kommentare auf www.pv-magazine.de geben nicht zwangsläufig die Meinung und Haltung der Redaktion und der pv magazine group wieder. Unsere Webseite ist eine offene Plattform für den Austausch der Industrie und Politik. Wenn Sie auch in eigenen Beiträgen Kommentare einreichen wollen, schreiben Sie bitte an redaktion@pv-magazine.com.
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.
Ist schon eindrücklich wie man sich alles schön schreiben kann.
Sie schreiben so begeistert von der KW33. Es ist wirklich ein Erfolg mit 30%Anteil an der Produktion. Ein schärfer Blick würde sich lohnen, denn da würde auffallen das der Anteil am Verbrauch wesentlich tiefer liegt. Da zu Spitzenzeit PV exportiert wird und am Abend importiert wird
Ein paar Zahlen dazu am 11.8.25 (KW33)
14.00Uhr
Residuallast~ 1GW
Export~8GW
Preis 0.0
20.15Uhr
Residuallast~50GW
Import~13GW
Preis~19.2ct/kWh
Dabei wird eine Leistungsrampe von 49GW in nur 6h gefahren wovon jedoch 21GW Flexibilität aus dem Ausland bezogen wird. Das ist für mich die wahre Leistung an diesem hohen Anteil. Ohne diese Flexibilität müsste noch mehr PVLeistung abgeregelt werden. Was an diesen Tagen ganz bestimmt gemacht wurde. Weil bei über 100GW PeakLeistung „nur“52GW ins Netz einspeisen. Grosse Freiflächen reduzieren zu diesen Zeiten ihre Einspeisung weil einige bei neg. Preisen keine Vergütung mehr erhalten.
In der Tat sind die 30% ein rechnerischer Wert und das Zusammenspiel von Import/ Export und den erheblichen Unterschieden in den Erzeugungen eben die Charakteristik es fluktuierenden Energiesystems.
Da von Ihnen beschriebene Flexibilität ist in der Tat ein Erfolg im Erfolg- der erfordert wie im Beitrag auch beschrieben sehr gute Arbeit der Menschen im Netzbetrieb.
Abregelung, Rampen anders aussteuern, etc. verändert sich nun aber extrem schnell bis 2030 denn wir werden sicher mehrere hundert GWh an Speichern sehen. Dann wird man auch kaum noch Redispatch fahren und abregeln wird einspeichern heißen.
Warum in Kürze in einem neuen Beitrag.
„There is no glory in prevention“ sagte Christian Drosten in Bezug auf die Corona-Pandemie. Es gilt hier genauso. Wer rechtzeitig die Probleme erkennt und die richtigen Maßnahmen ergreift, bekommt hinterher nur gesagt: „War doch alles nicht so schlimm!“. Nur wer den Karren erstmal richtig gegen die Wand fährt und dann notdürftig repariert wird von den Medien als heldenhafter Retter in der Not hochgejazzt.
Noch haben wir die gute Tradition der Vorsorge. Wenn erst mal die Deppen an der Macht sind, wird es zwar unterhaltsamer aber auch katastrophaler, wie man gerade an den USA sieht. Aber auch wir sind schon auf diesem Weg, wenn man sieht, wie unsere Regierung systematisch und bewusst Unrecht begeht und erst durch Gerichte gestoppt werden muss. Und ein verlorener Prozess ist für diese Leute kein Grund, dann zur Rechtstreue zurückzukehren. „Das war ein Urteil im Einzelfall“ heißt es dann und es wird weiter fröhlich gegen das Gesetz verstoßen, bis das nächste Opfer klagt.
PV mit Speicher könnte es in Zukunft schaffen im Sommerhalbjahr ca. 50-70% des Stromverbrauchs zu erzeugen. Dazu bräuchte es etwa 150-200 GWh Speicherkapazität und 200 GWP PV Leistung. Die Netzbetreiber müssen dazu die zahlreichen Speicheranfragen im Netz unterbringen, was problemlos möglich wäre, wenn man als Netzbetreiber bei netzschädlichem Verhalten des Speichers regelnd eingreifen dürfte und technisch könnte. Ähnlich des Eingriffs durch die neuen Steuerboxen oder die alten Rundsteuerempfänger. Dann steht dem Ziel bis 2031/2032 nichts mehr im Weg (außer Frau Reiche)
Hoffen wir, sie macht nicht zu viel Unsinn…
Schon vergessen? Frau Reiche setzt fort, was Herr Habeck hatte liegen lassen, weil der Blick auf die Realität zu schmerzhaft war. Seinerzeit sollten sogar Gaskraftwerke mit einer Kapazität von 22 GW gebaut werden.
Mir ist auch aufgefallen, dass es nicht mehr soviel Zeiten mit negativen Strompreisen hab. Im April und Mai war das ja noch sehr viel. Was hat sich geändert? Wie wurde das erreicht? Kann ja nicht sein, dass so schnell Batteriespeicher ins Netz gekommen sind. Gibt’s eine organisatorische Änderung beim Stromhandel?
Ich unterstütze https://klimaschutz-im-bundestag.de/bundestags-petition-zum-netz-und-systemdienlichen-betrieb-von-kleinen-stromspeichern/
Das hat der liebe Gott erreicht, indem er uns einen nassen Sommer bescherte. So gab es im Juli und August sowohl tiefe als auch sehr hohe Preise.
Der Autor hat nicht ohne Grund das Augenmerk auf den Sommer gelenkt. Mich würde die gleiche Statistik für die Monate Januar Februar und November Dezember interessieren.
An dieser Stelle hatte ich jetzt eigentlich einen „Ruf zu den Waffen“ angesichts der Reiche-Vorhaben erwartet.
Begleitet von einer Remmers-typischen Ausführung, wie weit wir schon gekommen sind: Denn bei den „angedrohten“ Gaskraftweken geht es um die letzte Meile der Energiewende, um den „Endgegner“ – Die letzten ca. 15-20% (oder sogar weniger), egal, ob mit elektrifizierten Wärme- und Mobilitätsbedarfen oder nicht.
Es stehen zur Wahl – als Speicher und Lastverschiebung:
1. Überdimensionierung insbes. der Wind- und PV-Erzeugungskapazität
2. Pumpspeicherkraftwerke, auch in z.B. Norwegen, Schweiz, AT
3. Wasserkraftwerke im Schwallbetrieb (sehr eingeschränktes Potential?)
4. Geothermie
5. Biogaskraftwerke mit Überbauung des Speichers (z.B. um das 8-10-Fache)
6. Feste Biomasse als Speicher (z.B. Holz)
7. Optimierung der PV auf Erträge im Winterhalbjahr (inkl. Fassadenanlagen)
8. WKA auf Schwachwind auslegen
9. Verstärkter Netzausbau (N-S, aber auch W-O)
10. Batterien (zumindest bis 6~10h Überbrückung) einschl. EV- und Heimbatterien
11. Neue Batterietechnologien (z.B. Eisen-Luft)
12. Wasserstoff (Elektrolyse und Rückverstromung)
13. Power-to-Gas (P2G)
14. Weiterbetrieb insbes. der Gaskraftwerke (CO2-optimiert; mit CCS möglich?)
15. Neue Gaskraftwerke (H2-ready, mit CCS?)
16. Neue Kernkraftwerke
17. Lastverschiebung (ggf. zu vergütende Kapazitäten, die Last sein zu lassen)
18. Effizienzsteigerung (LED-Beleuchtung senkt die Last [nicht nur] im Winter) und Einsparungen (Soda-Energie statt Trockner…), inbes. bei Wärme/Kälte (HVAC)
19. Wärmespeicher (idealerweise über WP beladen), a. mit Rückverstromung
20. Kapazitäten aus dem Ausland (bis hin zur „Kupferplatte“ Eurasien, damit wäre theoretisch ganz Eurasien mit PV abdeckbar, über 13 Zeitzonen hinweg. Irgendwo scheint immer die Sonne!)
21. Weitere, was habe ich vergessen?
Strompreis so weit erhöhen, daß zahlreiche Firmen pleite gehen und sich das kleine Volk keinen Strom mehr leisten kann
@Christian Blome: Zu 21: Ja
In 10. wird schüchtern „einschl. EV-“ erwähnt.
1,84 Mio eAuto stellen heute bereits eine Kapazität von grob 115 GWh dar.
Ein einziges eAuto kann mit V2H und mit einer 60 kWh locker 3 Tage während einer „Dunkelphase“ in einem „Standard“- E/2FH Haushalt abfangen, ohne Komforteinbußen, bei entsprechend passenden Mobiltiätsanforderungen.
@ChristianBlome
Das Entscheidende fehlt: Hybridheizungen mit einem elektrischen Erzeuger (Wärmepumpe oder Heizstab) und einem nicht-elektrischen Wärmeerzeuger. Die Schlacht wird in der Wärmewende entschieden. Mit monoenenergetischen Luft-Wasser-Wärmepumpen stapeln wir seltene, aber hochproblematische Nachfragespitzen zusätzlich auf die ohnehin schwankenden Erzeugungskurven von Sonne und Wind. Hybridheizungen dagegen ermöglichen es, die Nachfrage flexibel an das volatile Angebot anzupassen.
Wirtschaftlich wird das natürlich nur, wenn die Kosten der monoenergetisch elektrischen Wärmewende nicht sozialisiert, sondern über hohe Grundgebühren für Lastspitzen den Verursachern zugeordnet werden. Die AgNes Reform der Bundesnetzagentur könnte hier die Weichen anders stellen.
Wir schaffen das.
Außer „die da oben“ greifen ein.
Lieber Herr Remmers,
Sie lassen leider die wichtigste Einflussgröße bei ihrem Vergleich unter den Tisch fallen, den Co2-Preis.
Der setzt nämlich direkt den Strompreis über die Kraftwerke, die bedauerlicher- und notwendigerweise das Netz Tag und Nacht am Leben erhalten.
So gesehen ist ihre Aufforderung zur „Rechen-Challenge“ also Unsinn.
Dass bei einer knappen Vervierfachung des Co2-Preise die Marktwerte Solar sich erhöht haben bei gleichzeitig teilweise niedrigem PV-Angebot ist zwangsläufig die Folge. Und wie ich schon bei ihrem letzten Vergleich schrieb:
Mit jedem Gigawatt PV Zubau sinkt der Marktwert unweigerlich durch Kannibalisierung, da hilft eben auch kein Co2 Preis.
( Die Frage bleibt, wer den Einspeise-Nachteil (bei hohem, ausreichend einschätzbaren/prognostizierbaren SonnenstromAngebot und dazu ‚relativ‘ zu-wenig Stromnachfrage) und die verschlechterte Rentabilität daraus auf sich nehmen soll/muss.
Die ’neu‘-installierten Photovoltaikanlagen oder ’nur‘ die ‚kleinen‘ Photovoltaikanlagen stärker, da diese später im Marktgeschehen integriert werden (damit also der ‚Nachteil der späten Geburt‘, bzw. der neueren Photovoltaikstrom-Einspeiseinstallation, als gesellschaftlicher Konsens?) und dazu die höheren Investitionskosten für Zwischenspeicherung, um die Nachteile auszugleichen?
Einige der neuen Gesetzesregelungen sind dem Prinzip der ‚Solidarität‘ gegenüber ‚unfair‘ geworden? Das schafft wenig neues bis kein Vertrauen?
Wen interessieren schon 100tausende Kleineinspeiseanlagen? )
Danke zunächst das Sie die Beiträge sehr aufmerksam lesen und den Aufruf zur „Rechen- Challenge“ auch hier benennen.
Wenn das so einfach wäre wie Sie schreiben dann könnte man leicht über GWp den Marktwert ausrechnen oder über CO2 oder … Verbrauch zur Zeit x; Speicher rollend und stationär … – ist es aber nicht weshalb die Rechen/ Modellierungs-Challenge auch ohne konkrete Preisantwort bleibt.
Die Kannibilisierung würde losgelöst auch nur entstehen wenn wir nichts fossiles mehr substituieren können, der Verbrauch nicht steigt, niemand seinen Verbrauch flext oder es gar keine neuen Speicher gäbe- aber all das rollt im GW- Maßstab an.
Und darauf will ich mit den Beiträgen hinweisen.
Eine kleine und nicht erschöpfende Liste von Strompreisen:
16.1.2020 : 30,50€
15.1.2025: 132,02€
2.9.2025: 89,58€
Quelle: https://www.dashboard-deutschland.de/indicator/data_preise_strom?origin=dashboard&db=energie&category=energie
Liest sich nicht wie eine Erfolgsgeschichte, trotz oder wegen des staunenswerten Ausbaus der Photovoltaik. Hinzu kommen die Kosten des Netzausbaus, die sich nach heutigen Preisen auf 1,2 Billionen Euro belaufen (IHK)..
Frau Reiche muss eingreifen, um die Verschwendung von öffentlichen Geldern, Wegzug der heimischen Industrie aufzuhalten.
( dynamischer Strompreis bei Tibber, heute, zwischen
19-33-60ct/kWh (mittags 11-14Uhr, morgens 7-8Uhr, Abendspitze 19-20Uhr) )
Interessant dass die Lösung für sie anscheinende lautet mehr Abhängigkeit von fossilen Energien zu erzeugen.
Preissteigerungen hätten aufgrund externen Faktoren (Krieg in der Ukraine) auch ohne erneuerbare Energien stattgefunden. Erneuerbare Energien wirken dagegen preisdämpfend. (siehe https://www.agora-energiewende.de/publikationen/erneuerbare-energien-senken-strompreise-unabhaengig-von-der-nachfrage)
Ich denke Sie lassen die Tage mit sehr niedrigen Preise und den über 475h MInuspreisen ganz bewußt in Ihrer Aufstellung weg.
Denn an den Tagen liegen die Preis halt wesentlich unter Ihren Maximalwerten …
Auch verschweigen Sie das diese hohen Preistage durch die Kosten für fossile Energie getrieben werden- an Tagen mit viel Eneuerbaren Energien sind die Preise viel niedriger.
Frau Reiche sollte also wirklich handeln:
Mehr Digitalisierung, mehr Wettbewerb in den Netzen, mehr Wettbewerb für Flexibilitäten, mehr Speicher und mehr Erneuerbare Energien … und schnell weniger Importe von Gas&Co aus Ländern wo deren Regierungen uns hassen.
Radlcaesar meinte:
„Frau Reiche muss eingreifen, um die Verschwendung von öffentlichen Geldern, Wegzug der heimischen Industrie aufzuhalten.“
Was genau würde denn dieser Eingriff erreichen? Weniger verfügbare Erneuerbare, weniger Arbeitsplätze, speziell bei den hiesigen Installateuren, weniger hiesige Investition, da Geld statt dessen in den Abbau und Transport von fossilen Brennstoffen fließt, also ins Ausland.
Also würden damit makroökonomisch Abflüsse entstehen und ausgeweitet, statt wie beim Ausbau der Erneuerbaren zwar ausgegeben aber auch wieder eingenommen (bitte beachte, dass Finanzen aus makroökonomischer Perspektive Kreisläufe sind). Diese Abflüsse stehen dann nicht mehr für heimische Investitionen zur Verfügung. Industrie und Rechnungs-/Steuerzahler leiden, da deren verfügbare Finanzen ausgedünnt werden.
Und das findest du vorteilhaft? Für wen eigentlich? Gar für die Industrie förderlich?
Dir ist schon klar, dass deine Vorstellung lediglich für eine bessere Finanzierung von Kriegen Vorteile bietet, oder?
Herr Remmers, danke für ihre Ausführungen!
Trotz aller positiven Darstellungen mit Mengenanteil von PV und Wind ist leider nicht zu erkennen, an welchen Stellschrauben wirklich zu drehen sein wird, das Preisniveau absenken zu können.
Wieviel Leute sind eigentlich an der Regelung der diversen Bilanzkreise beschäftigt?
Ach!
Hat Frau Reiche eigentlich bei Ihren Ausbauplänen zur Systemsicherung erklärt, wie denn der Betrieb dieser Gas-Kraftwerke gedacht als Betriebsbereitschaft finanziert werden sollte.
Oder werden wir da wieder ein gesetztes Edikt erleben, welches und durch den Merrit-Order Effekt den Preis für den ges. Strommarkt in BRD vorgeben wird?
Es wird schon gesagt, woran man drehen muss. Wenn man es aber selbst nicht weiß, erkennt man es auch nicht im Text.
Gedreht werden muss an der Erhöhung der Menge an Flexibilitäten, positiven, wie negativen. Ideal dafür sind Speicher, weil sie positive und negative Flexibilität in einem Gerät sein können. Frau Reiche bevorzugt hingegen Gaskraftwerke, die nur negative Flexibilität bereitstellen können, wenn sie grundsätzlich laufen. Deshalb sind Gaskraftwerke als Flexibilität so schädlich, weil sie unnötig viel fossile Energie verbraten, nur um auch negative Flexibilität bereitstellen zu können. Damit verstopfen sie das Netz für zusätzliche erneuerbare Kraftwerke – die Energiewende käme zum Stillstand. Da das Produkt „peak-load“, das derzeit an der Börse gehandelt wird, auf genau das zugeschnitten ist, was Gaskraftwerke liefern können, haben die kein Problem sich zu refinanzieren. Eine zusätzliche Bereitschaftsprämie nehmen sie natürlich gerne mit. Da hört das Geschrei nach niedrigen Strompreisen auch sofort auf, wenn man den eigenen Buddys etwas von den überhöhten Strompreisen als Einnahmen zuschustern kann. Ein bißchen was davon kommt dann als Parteispende zurück. Und der deutsche Wähler wählt diese Lobbyknechte dann noch, weil er das für „Wirtschaftskompetenz“ hält.
Der Grund war eine verminderte Stromproduktion aus Wind in den Mittagsstunden, zum Beispiel in DK Hier mal 2 Werte:
DK 2024-08, 11:00-14:00: Summe Strom aus Wind: 170 GWh
DK 2025-08, 11:00-14:00: Summe trom aus Wind: 84 GWh
Dänemark kauft dann den billigen PV Strom aus DE und verhindert damit ein Abrutschen ins negative.
Eine Analyse muß also immer alle Nachbarländer inkl. Wetter mitbetrachten, das ist in diesem Artikel leider nicht geschehen.
Der eine schimpft über die hohen Preise, weil Gaskraftwerke, auf die wir noch viel zu oft angewiesen sind, den Strom nicht billig produzieren können, der andere schimpft über zu niedrige bis negative Preise, weil die unflexiblen Erneuerbaren sich gegenseitig kanibalisieren. Schuld sind immer die anderen, für die Befürworter der fossil-nuklearen Stromversorgung also die Erneuerbaren.
Schuld ist vor allem der Markt. Der ist gemacht für flexible Kraftwerke. Das war schon immer so. An der Börse, wo sich der sogenannte „Marktwert“ bildet, haben Kraftwerke nur den Teil ihres Stroms verkauft, den sie flexibel produzieren können. Bei Braunkohle und Kernkraft ist das fast nichts, bei Steinkohle eine ganze Menge und bei Gas fast alles. PV und Wind sind nicht flexibel, sondern volatil: Sie müssen liefern, wenn Wetter und Tageszeit gerade passen. Was sich für sie an der Börse als „Marktwert“ bildet, ist genauso zufällig wie das Wetter. Irgend einen Wert spiegelt das nicht wieder, sondern nur bei Überangebot das Erpressungspotential der Verbraucher und bei Strommangel das Erpressungspotential der Erzeuger. Ziemlich sinnlos das Ganze.
Wenn mal mehr Flexibilitäten geschaffen würden – die könnten dann an der Börse sinnvoll handeln. Es müsste aber sichergestellt sein, dass es fast immer mehr Flexibilität gibt als unflexible Erzeuger, ob das jetzt PV und Wind oder träge Wärmekraftwerke sind. Dann würden sich sinnvolle Marktpreise, die man dann meinetwegen auch „Marktwert“ nennen könnte, ergeben. So wie es zur Zeit läuft, ist das nur ein Verschiebebahnhof der Schuldzuweisungen.
Wenn man die Kommentare hier so sieht, scheint es viel Unwissen über die Funktionsweise des Strommarktes zu geben.
Das geht schon los damit, dass es schwer ist überhaupt einen „Preis“ für Strom zu bestimmen. Das, was wir als Strompreis wahr nehmen ist der Day Ahead Preis der Strombörse am Vortag. Dieser ist ein wichtiger Indikator, aber er deckt auch nur etwa 40-60% der am Ende benötigten Energiemenge ab. Warum? Weil Strom die ganze Zeit für die Zukunft gehandelt wird und Day Ahead nun nur noch die „Restmengen“ hin und her gezurrt werden, die am Ende den Fahrplan für die Kraftwerke bilden bzw. entscheiden, ob ein Betreiber den Strom selber produziert oder einkauft. Das kann dann auch EE Strom sein, der am Ende von einem Betreiber eines fossilen Kraftwerksparks zu seinen Kunden weiter verkauft wird (weil der Betreiber einen langfristigen Kontrakt mit seinen Abnehmern hat, aber sich jeden Tag neu entscheiden kann: produzieren oder zukaufen). Selbst EE Strom wird nicht komplett an der Börse gehandelt – man hat ja mitlererweile immer besser werdende Prognosemodelle wie viel Strom man denn so produzieren kann mit einem virtuellen Kraftwerk (Bündelung mehrerer EE Erzeuger) und das was man recht sicher hat, wird man auch im Vorfeld schon vermarkten – und muss dann nur noch die Differenz verkaufen, wenn man doch einen besonders Windigen oder Sonnigen Tag bekommt oder auch die Differenz einkaufen, wenn man zu viel versprochen hat. Sprich: die Handelsmenge und auch die Preise werden größer und extremer, je schlechter die Prognose hin haut – mit den absoluten Erzeugungszahlen hat das nur bedingt etwas zu tun.
Dazu kommt dann halt das Blockverhalten von Kraftwerken. Ein Kohlekraftwerk wird nur dann wirklich abschalten, wenn der von diesem Kraftwerk geplante Strom für mehrere Stunden am Stück zu einem fest gelegten Höchstpreis eingekauft werden kann. Kommt das Blockangebot nicht zu Stande, dann produziert es eben selbst. Kommt es aber zu Stande, dann kann das auch mal sein, dass es für 6 Stunden Sinn macht (gutes Angebot an anderem Strom, sehr billig) und für 2 Stunden nicht so sehr (hier fehlt nun eigentlich die Erzeugungsleistung), dafür werden dann die 2 Stunden mit recht hohen Strompreisen in Kauf genommen, weil irgendwo dann dafür eine Gasturbine anspringt, die sonst nicht Marktfähig gewesen wäre.
An der Stelle kommt dann auch das Ausland ins Spiel: manchmal kann es halt besser sein, wenn der Kohleblock durch läuft, dafür im Ausland etwas gedrosselt wird und man denen den übrigen Strom schickt – im Vergleich zum Inselszenario, bei dem man den Kohlenblock abschalten würde und dann ein Gaskraftwerk die Spitzenstunden auf nimmt.
Man muss dabei im Hinterkopf behalten: der Marktalgorithmus versucht hin zu einem niedrigen Tagesdurchschnitt über alle Stunden zu optimieren und erstellt so einen Fahrplan. Die Stunden mit negativen Strompreisen gleichen so Stunden mit hohen Preisen aus. Mit Sicherheit hätte es auch Kraftwerksfahrpläne gegeben, die ohne die Stunden mit negativen Strompreisen ausgekommen wären, aber dann wäre es auf Tagessicht teurer gewesen.
Man muss nicht immer hinter allem etwas schlimmes vermuten, wo nichts schlimmes ist.
( „der Marktalgorithmus“
es gibt einen Unterschied im Strommarkt und der Preisfindung für Strom zwischen ‚pay-as-bid‘ und ‚pay-as-clear‘ und dieser Unterschied hat eine Wirkung für den Strompreis der Normalstromkundinnen und Haushaltstromkunden, und für die grundsätzlichen Entscheidungen zum Vorhalten der Backup-Kraftwerke und deren Finanzierung (ob internationales Umland oder nur im nationalen Rahmen (der Gesetzgebung und Strommengenplanung)(?)
Mit welchem Wert wäre die EEG-Umlage für 2024/2025 angesetzt worden (6-7ct/kWh?)? )
Lieber Lolli-Dieb, Sie denken halt zu statisch. Sie beschreiben die gegenwärtige Situation, in der noch Kohle- und Gaskraftwerke einen wesentlichen Anteil des Strombedarfs beisteuern. Das hat so lange gut funktioniert, wie die Erneuerbaren nicht mehr als 100% des gesamten Strombedarfs (abzüglich der sogenannten „Must-Run-Leistung“) produziert haben. Wenn jetzt aber immer öfter, wegen des weiteren Zubaus von Erneuerbaren, mehr als diese 100% aus Erneuerbaren kommen, dann gibt es zu wenige Möglichkeiten, diesen Strom zu verkaufen. Die neu hinzukommenden Erzeuger können an dem von Ihnen beschriebenen Markt nur zu den Zeiten teilnehmen, in denen wenig Erneuerbarer Strom erzeugt wird. In den Zeiten, wo viel Erneuerbarer Strom erzeugt wird, werden sie nicht gebraucht, können nichts verkaufen und haben deshalb zu wenig Einnahmen.
Das Problem ist also, was man als Flexibilität nutzt. Die Fossilen bieten nur negative Flexibilität, indem sie sich abschalten, man bräuchte aber Flexibilitäten, die selbst etwas aufnehmen. Das könnten E-Autos und Wärmepumpen sein, wenn man sie denn hätte und auch dann nur in begrenzter Menge.
Wenn man weiterhin darauf setzt, dass fossile Kraftwerke als Flexibilität ausreichen, dann schreibt dann deren Anteil am Strommarkt fest. Natürlich gibt es Marktteilnehmer, die sich genau das wünschen. Es ist aber weder ein Naturgesetz, dass das nicht anders ginge, noch entspricht es unseren CO2-Reduktionszielen.
Letztlich bedarf es eines Paradigmenwechsels: Bisher waren im wesentlichen die Stromerzeuger dafür verantwortlich, dass sie ihre Produktion an den Bedarf anpassen, was sie dank ihrer Millionen- bis Milliarden Jahre alten Energiespeicher auch ganz gut konnten. Die Stromerzeuger der Zukunft, die den wesentlichen Anteil an der Stromerzeugung werden stemmen müssen, nämlich PV und Wind, sind fast gar nicht flexibel in der Weise, dass sie Strom produzieren, wenn er gebraucht wird. Sie können allenfalls abregeln, wenn sie Strom erzeugen könnten, aber dann verdienen sie nichts, und vom Nichts-verdienen kann keiner leben. In Zukunft muss also der die Flexibilität bieten, der den Strom haben will: Das sind die Verbraucher. Die können entweder selber Stromspeicher betreiben, oder sie lassen es auf Netzebene machen, was effizienter wäre. Dazu bedarf es einer Regelung, dass es diese Netzspeicher gibt, und wie sie sich finanzieren, so dass die Verbraucher nicht irgendwelche Mond-Renditen bezahlen müssen.
( „Mond-Renditen“
sind gesetzeswidrig, das gilt es festzuhalten, dazu muss man noch nicht mal Moral oder ethische Gesellschaftsvereinbarungen bemühen )