An insgesamt 575 Stunden lagen die Preise an der Strombörse 2025 im negativen Bereich, nach 459 Stunden im Jahr zuvor. Ein wesentlicher Grund dafür: Betreiber vieler Photovoltaik-Dachanlagen haben bislang keinen Anreiz, in diesen Stunden auf die Einspeisung zu verzichten. Ein vom Umweltbundesamt beauftragtes Kurzgutachten zeigt nun aber, dass die Marktintegration dieser Anlagen zuletzt gut vorangekommen ist. Damit die Zahl negativer Stunden deutlich sinkt, ist allerdings eine stärkere Flexibilisierung des Verbrauchs notwendig.
Das von Öko-Institut und Stiftung Umweltenergierecht erstellte Kurzgutachten kommt unter anderem zu dem Ergebnis, dass die vormalige Bundesregierung mit dem Solarspitzengesetz einen wichtigen Schritt zur Marktintegration kleiner Photovoltaik-Dachanlagen getan hat. Das im letzten Februar in Kraft getretene Gesetz legt fest, dass Neuanlagen mit einer Leistung von mehr als sieben Kilowatt in Stunden mit negativen Börsenpreisen keine Einspeisevergütung erhalten, sofern bereits ein Smart Meter installiert ist.
Flexible Verbraucher und Speicher geben diesen Betreibern einen Anreiz, die Einspeisung in den Zeiten mit negativen Preisen zu verschieben. Die volle Wirkung zeigt das Gesetz allerdings erst langfristig, da viele Anlagen noch nicht mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind, so die Experten.
Ausgeförderte Anlagen bilden starren Sockel
Für Bestandsanlagen in der Einspeisevergütung gilt das Solarspitzengesetz nicht. Dafür wirkt Paragraf 5 Abs. 3 der Erneuerbare-Energien-Verordnung (EEV), heißt es im Gutachten – zumindest bei Anlagen, die bereits fernsteuerbar sind: Die Übertragungsnetzbetreiber dürfen die Strommengen dieser Anlagen nur noch mittels preislimitierter Gebote vermarkten. Können diese Mengen innerhalb der Preislimits nicht abgesetzt werden, veranlassen sie die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung der Anlagen.
Ganz ohne Marktintegration bleiben dagegen ausgeförderte Anlagen, da sie nach Auslaufen der EEG-Vergütung für den eingespeisten Strom den Jahresmarktwert erhalten. Damit haben die Betreiber keine Option, auf negative Preise zu reagieren. Sollte diese Regelung nach 2032 fortgeführt werden, könnten solche Anlagen langfristig eine relevante starre Einspeisekomponente darstellen, heißt es im Gutachten. Für 2045 rechnen die Experten noch mit 46 Gigawatt Photovoltaik-Leistung, die nicht auf Preissignale reagiert.
Direktvermarktung attraktiver gestalten
Da also auch künftig noch ein relevanter Anteil nicht-marktintegrierter Photovoltaik-Leistung im System sein wird, braucht es den Experten zufolge weit mehr nachfrageseitige Flexibilitäten, um die Zahl negativer Stunden deutlich zu verringern. Dabei messen die dem Paragrafen 14a EnWG große Bedeutung bei: Er schaffe wesentliche Voraussetzungen, um steuerbare Verbraucher großflächig technisch anzubinden und damit für Lastverschiebungen nutzbar zu machen.
Zugleich gelte es, das Potenzial dynamischer Stromtarife besser zu nutzen. Sie seien nur wirksam, wenn Tarifspreizungen ausreichend hoch sind und Endkunden deren Vorteile nachvollziehen können.
Für mehr Flexibilität könne auch eine dynamische Vergütung oder niedrigere Direktvermarktungsgrenzen sorgen, als Alternative zur festen Einspeisevergütung. Das würde jedoch zugleich auch Komplexität und Kosten erhöhen. Zielführender ist es daher nach Ansicht der Experten, die Direktvermarktung durch Vereinfachung und Automatisierung attraktiver zu gestalten und freiwillige Wechsel anzureizen.
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Wenn der Erfolg von Marktintegration von Dachanlagen in Deutschland mit der Anzahl von installierten Anlagen im Massenmarkt EFH bewertet wird. ist 2025 in ein deutlicher Markteinbruch feststellbar