Für das Jahr 2025 ist bereits bekannt, dass es 574 Stunden mit negativen Strompreisen am Großhandelsmarkt gab. Im europäischen Vergleich belegt Deutschland damit den dritten Platz hinter Schweden und den Niederlanden. Weniger klar war bislang, wie viel Solarstrom tatsächlich in diesen Stunden erzeugt wurde und wie stark einzelne europäische Staaten beziehungsweise ihre Gebotszonen davon betroffen sind.
Mithilfe eines selbst entwickelten Auswertungstools haben wir Strommarktdaten der Entso-E „Transparency Platform“ analysiert und die viertelstündliche Solarstromerzeugung mit den jeweiligen Day-Ahead-Preisen abgeglichen. Ergebnis ist eine neue Kennzahl: Der volumengewichtete Anteil der Solarstromerzeugung, der in Stunden mit negativen Strompreisen anfällt. Die Kennzahl beschreibt, welcher Anteil der gesamten Solarstromproduktion eines Landes zu Zeiten negativer Preise erzeugt wird.
Im Ländervergleich weist Deutschland den höchsten Wert auf. 15,97 Prozent des gesamten im Jahr 2025 erzeugten Solarstroms entfielen auf Stunden mit negativen Strompreisen. Es folgen Belgien mit 14,89 Prozent und Spanien mit 13,69 Prozent. Auch in Frankreich, Österreich, den Niederlanden und Dänemark lag der Anteil jeweils bei über zehn Prozent.
Betrachtet man als zeitlichen Rahmen nicht ein Jahr, sondern einen Monat, sieht die Entwicklung gleich ganz anders aus. Den Spitzenwert erreichte Spanien im Mai: Dort entfielen 65 Prozent der in diesem Monat erzeugten Solarstrommenge auf Stunden mit negativen Preisen. Auf den Plätzen zwei und drei folgen Deutschland mit den Monaten Juni (46 Prozent) und Mai (43 Prozent).
Der Vergleich aller Monate im Jahr 2025 für Deutschland zeigt, dass gerade in der ersten Jahreshälfte die Solarstromerzeugung zu deutlichen Teilen in die Zeiten der negativen Strompreise gefallen ist.
Tageswerte: Skandinavien an der Spitze
In der tagesgenauen Auswertung führen die schwedischen Gebotszonen SE1 und SE2. Dort wurden zusammengenommen drei Tage gemessen, an denen 100 Prozent des an diesen Tagen erzeugten Solarstroms ausschließlich in Stunden mit negativen Strompreisen anfielen. In Schweden treten negative Preisphasen häufig über 24 oder sogar 48 Stunden am Stück auf. Ein wesentlicher Grund ist die hohe Einspeisung aus Wasserkraft und Kernenergie, die nur begrenzt steuerbar ist. Kommt zusätzlich Windkraft hinzu, geraten die Preise stark unter Druck. Diese Tage in den schwedischen Gebotszonen traten im November und im März auf, wo die Produktion aus Photovoltaik-Anlagen ohnehin nicht allzu groß gewesen sein dürfte.
Deutschland belegt in dieser Tageswertung Platz vier. Am stürmischen Neujahrstag wurden 99,78 Prozent des an diesem Tag erzeugten Solarstroms zu negativen Preisen eingespeist. Wobei auch hier die tatsächlich erzeugte Solarstrommenge an diesem Tag eher überschaubar gewesen sein dürfte. Auch am 4. und 5. Oktober kam es jeweils zu 15 Stunden mit negativen Strompreisen, wodurch rund 98 Prozent der Solarstromerzeugung dieser Tage betroffen waren. Allerdings waren auch zahlreiche Tage im April und vor allem im Mai mit Werten von über 70 bis fast 90 Prozent vorhanden. Neben Deutschland und Schweden gab es auch in Lettland, Portugal, Litauen, Estland, Österreich und Belgien einzelne Tage, an denen über 90 Prozent des erzeugten Solarstroms in Stunden mit negativen Strompreisen anfielen.
Pfingsten als Beispiel für Marktdynamik
Ein prägnantes Einzelereignis war Pfingsten, konkret der 8. Juni. Im Vorfeld des Pfingstwochenendes hatten zahlreiche Marktakteure vor möglichen Verwerfungen gewarnt. Hintergrund war der erwartete sehr hohe Solarstromanteil bei gleichzeitig geringer Last, der als potenzielles Risiko für Netzbetrieb und Strommarkt galt. Entsprechend intensiv wurden in den Wochen zuvor politische und regulatorische Maßnahmen diskutiert und beschlossen, darunter das Solarspitzen-Gesetz sowie erweiterte Steuerungsmöglichkeiten für kleinere Erzeugungsanlagen durch Verteilnetzbetreiber.
Am Pfingstsonntag (8. Juni) kam es schließlich zu zehn Stunden mit negativen Strompreisen. Der durchschnittliche Börsenpreis des Tages lag bei 1,5 Cent pro Kilowattstunde. 89 Prozent der an diesem Tag erzeugten Solarstrommenge entfielen auf Stunden mit negativen Preisen. Die zuvor befürchteten Markteffekte materialisierten sich tatsächlich – allerdings weniger in Form akuter Systemprobleme, sondern vor allem als wirtschaftliche Belastung für die Solarstromerzeugung.
Das Auswertungstool lässt sich hier nutzen.
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Natürlich waren die Strompreise nicht negativ. Weder sind Gas- oder Kohlegeneratoren den negativen Preisen im Verkauf ausgesetzt, noch sind das die Endkunden. Die Gas-/Kohlegeneratoren haben allerdings den Strom zu den negativen Preisen einkaufen können und dann mit irrwitzigem Gewinn als Ersatzlieferung zum Vollpreis an die Endkunden abgeben können.
Negativ waren nur die Preise zu denen Solar und Wind verscherbelt worden und auch das nur an isolierten Börsensegmenten.
Der Kurzfristmarkt ist zwar spektakulär anzusehen, aber nahezu 100% der Energie ist schon lange vorher zu recht hohen Preisen verkauft worden. Beim Kurzfristmarkt geht es nur noch um Ersatzlieferung bzw., wie mit Fördergeldern Kohle und Gas gestützt werden können, während es so aussieht, als ob Wind und Solar gefördert würden.
Der Kurzfristmarkt ist dem Langfristmarkt nachgeschaltet und handelt nur Differenzbeträge. Zudem ist der Kurzfristmarkt nicht für Verbraucher offen sondern nur für Erzeuger, Wiederverkäufer und Spekulanten. Damit wird dort eine hohe Umwälzung aber keineswegs eine Anpassung and den Endkundenbedarf erreicht. Allenthalben eine begrenzte Anpassung an den geschätzten Bedarf der Wiederverkäufer oder eigentlich nur die Anpassung an die Änderung des geschätzten Bedarfes plus minus Spekulation.
Interessanterweise bekommt der Langfristmarkt keine derartige Berichterstattung oder auch nur Erwähnung. Aber der ist eben auch nicht spektakulär sondern geradezu langweilig. Preise fluktuieren allenthalben langsam und wenig, sind verhältnismäßig hoch und die Lieferung liegt in weiter Ferne.
@ Dirk Schiller: wie wahr! Die Kurzfrist-Schwankungen, die man aktuell noch sehen kann, werden m.E. aber zukünftig geringer ausfallen: Batteriespeicher eigenen sich auch für Nicht-PV-Besitzer, Verbräuche in Zeiten mit niedrigen Netzentgelten und/oder Börsenstrompreisen zu kaufen, um sie dann in den teuren Stunden des Tages nutzen zu können. Das spekulative Element wird dadurch geringer. Das macht aber die Wirtschaftlichkeit unsicherer. Negative Strompreise wird es irgendwann nkicht merh geben, aber sehr viele Stunden mit Börsenpreisen zwischen 0 – 2 ct/kWh.
( sollte man die ‚AusglMechV‘ als ’stromspekulanten-getriebene Gesetzgebung‘ einordnen? und mangelnde, differenzierende (gesamt-)journalistische Auseinandersetzung mit dem Verhältnis von Spotmarkt- und Terminstrommarkt (und grösseren Anteilen ausserbörslicher Direktvermarktung(sverträgen)) als vorsätzliche Täuschung gegenüber der Allgemeinheit (im Sinne einer Energiewende und EnWG §1) verstehen? )
@Stephan
Ja, das denke ich auch, dass die Preissspreads geringer werden. Das ist aber auch gut so, da somit die EEG-Kosten für den Steuerzahler gesenkt werden. Die Preise mögen nicht bzw. kaum noch ins Negative gehen, sie bleiben aber niedrig in den EE-Phasen und sie bleiben auch auf der anderen Seite „relativ“ hoch, solange Gas im täglichen Strommix eingesetzt werden muss. Das bedeutet recht lange eine dicke gesicherte Rendite für die Speicherbetreiber, da noch 10-15 Jahre teures Gas tägliche Spitzenlast oder die sommerlichen Dunkelstunden mit Speicher abdecken werden. Dank Merit Order bleibt der Preisunterschied ausreichend groß… je nach Fahrweise amortisieren sich Speicher ja heute schon nach 2-4 Jahren, sie haben aber eine Abschreibungszeit von 15 Jahren. Da ist also noch satt Puffer…
Und wir stehen jetzt erst vor der Natrium-Revolution, die noch einmal erhebliche Preissenkungen darstellen wird und die Renditezeiten weiter verlängern können. Speicher wird sich vermutlich schneller entwickeln, als wir alle uns vorstellen können. Ich denke, er wird noch so billig, dass er auch als Puffer zur konstant betriebenen Elektrolyse eines Tages eingesetzt wird. Da gibt es fast kein Limit…
@Detlef K., stimmt. Natrium-Ionen werden nochmal Dynamik reinbringen!
Bei gewerblich genutzten Speichern geht die Standard-AfA-Tabelle aktuell von 10 Jahren aus. Wenn flexible Strompreise und varaible Netzentgelte genutzt werden, sind oft zwei Zyklen am Tag und damit 550 – 650 Zyklen im Jahr drin. Bei z.B. 6000 – 8000 Zyklen laut Hersteller sind die 10 Jahre auch realistisch. Bei LFP sind 4 Jahre Amortisation möglich, je nach Projektierungsaufwand.
Eigentlich sollte der logische Fortschritt folgendes bewirken:
A: 100 % iMsys Installation ( Smart Meter als Normalfall )
B: Dynamischer Stromtarif als Normalfall (> 95 % )
Zur Zeit ist das 96 Viertelstunden-Diagramm pro Tag , welches durch unterschiedliche „Strompreise“ je 15 Minuten etwas bewirken sollen ,
eigentlich nur ein hübsches Muster ohne grosse Auswirkungen für kleine Verbraucher.
Der Stromverbrauch der Bürger ist weiterhin spontan , und nicht geplant.
Eine signifikante Planung wird erst einsetzen, wenn die Bürger fast alle einen dynamischen Stromtarif haben .
Selbst bei völliger Unkenntnis (sehr unrealistisch) über den eigenen Stromtarif ( Geglaubt : Festtarif / Realität:
dynamischer Stromtarif) , würden die Kosten für den Strom pro Jahr vermutlich nicht höher als im Festtarif ausfallen.. Der spontane Stromverbrauch ohne „Preissignal – Beachtung“ ist auch bei einem dynamischen Stromtarif emotional möglich. ( Am besten wäre Unwissenheit ob des dynamischen Stromtarifs)
Vielleicht könnten einige Stadtwerke privaten Haushalten mit iMsys einen dynamischen Stromtarif nur virtuell geben , und dann nach einem Jahr die Vergleichsrechnung zum real bezahlten Festtarif machen.
Es ist sehr spannend wie sich die Energieversorgung weiterentwickelt, speziell die Sache mit dem dynamischen Stromtarif.
@Christian,
laß Dich nicht verwirren mit irgendwelchen „faulen Eiern“.
Flächendeckender Ausbau von iMSys, und der Käs ist gegessen.
Zum Thema „Flächendeckender Ausbau von iMSys, und der Käs ist gegessen.“
Der flächendeckende Ausbau würde sicherlich die Effizienz und Kosten verbessern – aber es wird aufwändig bleiben. Haushalte in Mehrfamilienhäusern haben zudem wenig Potential; die werden in der früh ihren Kaffe kochen und abends Fernsehen. Das bisschen Spül- und Waschmaschine mit Startvorwahl auf Mittag stellen, wird überschaubaren Effekt haben.
Aber ja, sehr gerne ambitioniertere Ziele beim Ausbau.
@FSM,
Du hast aber schon mitbekommen, daß die Zukunft elektrisch ist?
Falls Du Hilfe brauchst um zu verstehen, was „elektrisch“ bedeutet, komm her nach Norwegen, ich zeig es Dir.
Christian M. 1973
Es ist sehr spannend wie sich die Energieversorgung weiterentwickelt, speziell die Sache mit dem dynamischen Stromtarif.
@ Christian M. 1973
Mit der „Nebelkerze“ EEG Konto schon mal gar nicht. Zumindestens nicht auf natürliche Art durch die Flexibilität und Dynamik von Sonne und Wind. Dieses Geschenk des Himmels haben sich schon die Netzbetreiber mit den Milliarden gesichert die der Staat jährlich auf dem EEG Konto ausgleicht. Es sei den es kann mir hier einer erzählen, wo und welche Kosten anfallen, wenn man Ökostrom biliger beschaffen kann.
Mich lässt der Beitrag ratlos zurück. Was soll mir das nun sagen? Da sind die erklärungen der Kommentare mehr wert, also der ARtikel selbst…
Die Berechnungen können so nicht richtig sein. Ich denke es ist unerheblich, ob die Betrachtung mit den Day-Ahead Preisen auf 1/4-h-Basis oder Stundenbasis erfolgt. In unserem Tool kommen wir auf Erzeugung zu Zeiten negativer Preise, deutschlandweit, mit historischen Wetterdaten aus open meteo, bei Trackern auf Verluste von ca. 23%, bei fest aufgeständerten Systemen auf ca. 27%.
Wenn man in Niedersachen von ca. 4300 Stunden mit messbarer Solarerzeugung ausgeht, sind in 12% der Stunden (530) Preise <= 0 zu beobachten. Da dies vor allem bei starker Solar-Produktion passiert, erscheint der (gewichtete) Wert von ca. 23% oder 27% Verlust an Erzeugung in kWh logisch.
2025 aber kein Problem für die Solaranlagen, weil die Spotmarktpreise in den anderen Stunden so hoch sind, dass die Verluste kompensiert werden. Wenn man denn die Day Ahead Preise vom Direktvermarkter auch bezahlt bekommt, und nicht mit dem Monatswert Solar abgespeist wird.
Hallo Axel,
vielen Dank, dass du dir die App angeschaut und dir die Zeit für das Feedback genommen hast.
Ich glaube, der Unterschied zwischen euren Werten und meinen Ergebnissen liegt weniger in einem Rechenfehler als darin, dass wir zwei unterschiedliche Dinge betrachten.
Meine App bildet keine einzelnen Anlagen oder Anlagentypen ab und nutzt auch keine Wetter- oder Simulationsdaten. Grundlage sind ausschließlich historische Mess- und Marktdaten:
Von ENTSO-E lade ich die Day-Ahead-Preise sowie die tatsächlich im Netz gemessene Solarstromerzeugung für Deutschland (und alle anderen europäischen Märkte). Die Daten werden täglich aktualisiert und neu ausgewertet.
Die Kennzahl „Solarerzeugung zu Zeiten negativer Preise“ berechne ich als Anteil der tatsächlich erzeugten Energie in Intervallen mit negativem Preis an der gesamten Solarerzeugung im betrachteten Zeitraum. In meinem Code sieht das so aus:
ROUND(100.0 * SUM(CASE WHEN ep.Price[Currency/MWh] < 0 THEN gp.ActualGenerationOutput * 0.25 ELSE 0 END)
/ NULLIF(SUM(gp.ActualGenerationOutput * 0.25), 0), 2) AS solar_pct
In Worten:
Ich summiere die reale, viertelstündlich gemessene Solarleistung (in MW), wandle sie über den Faktor 0,25 in MWh um und bilde daraus den Energieanteil, der in Zeitfenstern mit negativem Day-Ahead-Preis erzeugt wurde. Es ist also ein rein datenbasierter Energieanteil auf Systemebene, keine anlagenspezifische Verlustbetrachtung.
Euer Ansatz scheint dagegen anlagenspezifisch zu sein: Ihr modelliert Erzeugung mit Wetterdaten für bestimmte Standorte und Systemkonfigurationen (Tracker vs. fest aufgeständert). Ihr gewichtet die negativen Preisstunden also mit dem Erzeugungsprofil einer konkreten Anlage. Das ist eine andere Perspektive und absolut sinnvoll für die Bewertung einzelner Projekte.
Ein Beispiel zur Einordnung:
Es kann gut sein, dass deutschlandweit viel PV erzeugt wird und die Preise negativ sind, während es an einem konkreten Standort bewölkt ist. Für diese Anlage ist der „Verlust“ in kWh dann gering, obwohl systemweit viel Erzeugung in negative Preiszeiten fällt. Meine Kennzahl bildet die Systemebene ab, eure eher die Anlagenebene.
Zusätzlich kommt vermutlich noch hinzu, dass ihr laut der Mail, die du noch an mich geschickt hast, einen anderen Zeitraum betrachtet habt (Aug. 2024–Aug. 2025). Auch das kann die Anteile spürbar verschieben.
Viele Grüße
Marian
( saisonale Kennwerte, in Zusammensicht mit Windkraftanlagen als kombinierte Einspeiseleistung, ändert gegenüber einem geschlossen auftretenden Börsenstrommarkt die Position der Erneuerbaren Energien, für einen geeigneteren und faireren Gesamtansatz und Vergleich (vor allem auch, wenn Kosten im Vordergrund gesehen werden)? (ohne Biomasse, Wasserkraft und Geothermie zu vergessen) )
Hallo Marian,
dann verstehe ich den Unterschied, Ihr nehmt die eingespeiste Menge zu negativen Preisen, während wir davon ausgehen, dass bei negativen Preisen abgeschaltet wird (erzeugbare Energie). Es speisen also immer noch Anlagen bei negativen Preisen ein, meine Dachanlage macht das ja auch, weil dafür (noch) keine Regelung eingebaut ist. Mit entsprechender Regelung durch den Direktvermarkter/Netzbetreiber wird es bei Freiflächenanlagen aber im Bereich von ca. 25% Minderung in der Erzeugung sein. Unsere Berechnungen sind möglich für 2023, 2024 oder 2025, jeweils für die ganzen Jahre, der Zeitbereich zwischen den Jahren war nur dafür da, auch während 2025 möglichst aktuell zu sein. Es zeigt sich, dass bei einer 1MW-Anlage mit Trackern die bei negativen Preisen erzeugbare Energie 2024 noch bei 16% war, 2025 waren es 23% (Tracker).
der Einspeisevorrang hat sich von EEG-Anlagen gegenüber fossilen/nuklearen Grundlastkraftwerken auf ’netzorientierte/netzdienliche‘ Einspeisung (nach Definition der ‚Stromnetzbetreiber‘?) gegenüber ‚Neuinstallationen‘ und regionaler ‚Zuständigkeit‘ (Transparenz?) in der Definition von ’netzdienlich‘ (inkl. des Vorhaltens/Fähigkeit für diese z. B. BESS, teils massiven, Ressourcen(aufwendungen)/Investitionsmittel, auch aus bish./zukünft. ‚Kundenmitteln‘), verlagert bzw. zeigt sich Diskussion/Argumentierung in dieser Richtung?
Das EEG – Konto ist im Zusammenspiel mit der aktuellen Stromverteilung schon keine Nebelkerze mehr , sondern für den Bürger ein kompletter „whiteout“ . Vor lauter schön gerechnetem weiss auf weißem Grund , weiß doch kein Mensch mehr wo oben und unten, oder links und rechts ist in der “ Steckdose “ Deutschland.
whiteout 0.1 . Die Strom-Gebotszone DE/ LUX ist für EE lächerlich zu groß, und korreliert auf lokaler Ebene physikalisch überhaupt nicht mit dem volatilen Strompreis an der Börse.Wenn ich in Süddeutschland bei 50000 Megawatt Windstrom ( Strompreis an der Börse. 1 Cent /kWh) mein Elektroauto lade , nutze ich bei bewölktem Himmel vielleicht nur 40 % Ökostrom ,und davon sind eventuell
nur 10 % Windstrom .
Gegenmaßnahmen: SuedLink und allgemeiner Netzausbau . Eventuell 100 Gebotszonen statt eine einzige in DE/LUX.
whiteout 0.2 . Der von der Politik bevorzugte Stromadel , die fossilen Erzeuger , darf Strom zu hohen Preisen bis weit in die Zukunft verkaufen. Mindestens bis zu 6 Jahre im voraus. Für den XX. Juli 2028 hat der Erzeuger „Klimaegal“ bereits Geld für 100 Megawatt/h Strom erhalten, die er sich zu liefern verpflichtet hat . Am sonnigen XX Juli 2028 kauft sich „Klimaegal“ einfach 100 Megawattstunden Photovoltaikstrom in irgendeiner Seitengasse der offiziellen Strombörse am OTC-Markt ( Over-the- Counter = halblegaler Schwarzmarkt der von verschwiegenen Gesellen betrieben wird ) für eine Handvoll Euro, und kassiert den doppelten Gewinn ein : Kraftwerk läuft nicht und verbrennt keine Brennstoffe , und der preisliche Unterschied zwischen Langfrist- Stromverkauf und Stromkauf auf dem Kurzfristmarkt zur Erfüllung der Lieferpflicht ist sehr, sehr erheblich.
Gegenmaßnahmen: Grüne Partei und Die Linke wählen bei der nächsten Bundestagswahl.
whiteout 0.3 .
Der ganze Rest…
Sollte die AFD zukünftig die Regierungsgeschäfte auf Bundes- und Landesebene mehrheitlich übernehmen , wird sich prognostisch kaum etwas an dem System ändern. Die starken erneuerbaren Energien ,die in den Seitengassen der offiziellen Strombörse verramscht werden , sind das tragfähige Benefit-Geschäftsmodell der fossilen Stromerzeuger.
Gegenmaßnahmen: Keine
Aus meiner Sicht sollten 24/365 Strompakte aus 100 % Photovoltaik ,BESS und Windstrom vor der Vermarktung an der Börse erstellt werden. Input volatil : 1 bis 10 GW / Output linear 3 GW.
Die Verkäuferin solcher Pakete garantiert die Lieferung von z.B. 3 Gigawatt als Dauerleistung.
Natürlich sollten diese 3 GW paketintern so günstig wie möglich erstellt werden , und doch im Bedarfsfall aus BESS und H2 FuelCell liefern können.
Auf privater Ebene ist es auf alle Fälle wesentlich einfacher die Kontrolle über die Stromzusammensetzung zu haben.
Eine Photovoltaikanlage mit Batteriespeichern und einem intelligenten Management versorgt das Elektroauto mit Sicherheit ganz überwiegend mit Strom der sozial ( global Warming) und preislich unanfechtbar ist.
Der externe Zugriff um z.B. die Leistung des Ladegeräts für das Elektroauto im Bedarfsfall zu dimmen , ist aus meiner Sicht zu verschmerzen.
( „in irgendeiner Seitengasse der offiziellen Strombörse“
da sollten Sie nochmal überlegen, wer an der Strombörse (gesetzlich verpflichtet, oder wegen ausreichender Konzerngrösse, oder auch im Verbund einzelner Direktvermarkter, oder als Arbitragehändler Einkauf/Verkauf) die Spot’markt’preise setzt und wer sich für diese Gesetzgebung eingebracht hat und mitgestimmt hatte?
Entstanden aus europäischer Gesetzgebung, welche auch in D. schnell umgesetzt wurde, im Gegensatz zum lokalen Stromsharing für ‚Normalstromkunden‘ (RED3?)
Das sieht stärker nach Planung (pol. Energiegremien, wirtsch. Verbände/Interessenvertretungen) aus, als nach zufälligem Marktergebnis?
vor den Folgen/Kosten gewarnt (vor bspw. der AusglMechV.) hatten anständige Professoren … (?) )
Zitat us dem Artikel.
Über das Jahr 2025 ist bereits bekannt, dass es 574 Stunden mit negativen Strompreisen am Großhandelsmarkt gab. Im europäischen Vergleich belegt Deutschland damit den dritten Platz hinter Schweden und den Niederlanden. Weniger klar war bislang, wie viel Solarstrom tatsächlich in diesen Stunden erzeugt wurde und wie stark einzelne europäische Staaten beziehungsweise ihre Gebotszonen davon betroffen sind.Zitat Ende.
Seit 2010 ist bei uns überhaupt nicht mehr zu ermitteln, wer für Überschuss und negative Preise verantwortlich ist. weil die Konventionellen dem EE Strom nicht mehr angepasst werden muss. Bis 2010 wurden den Versorgern der grüne Strom mit Pflichtbändern zwingend zugeteilt, und der fossiloe Strom musste angepasst werden.
Genau so ist es Hans !
Der konventionelle Strom aus schwarzen Brennstoffen wird direkt und seriös, ohne künstliche Aufstauung durch ein Off-Topic Börsensegment, an der Börse mit eGeld/eBrief gehandelt. Es gibt keine Geschwindigkeitsbegrenzung und Durchleitungsschwierigkeiten für diesen Strom.
Der Strom aus Photovoltaikanlagen hingegen rauscht auf der Stromautobahn heran , und muss erst durch die 20 kmh – Zone „OTC-Markt“, bevor es weitergeht. Dadurch staut sich der Strom natürlich vor dieser Zone ,die wie eine Engstelle wirkt .Und dies bedeutet in der Marktwirtschaft: Sehr grosses Angebot ( Der lange Elektronen-Stau ( virtuell gesehen)) trifft auf eine mässige Nachfrage. Deshalb fallen die „eBrief-Kurse“ für Photovoltaikstrom manchmal auf Null oder unter Null .
Unabhängige regionale Strombörsen wären absolut sinnvoll , um die lokalen Erneuerbaren besser zu vermarkten. Eine Strombörse in Schleswig-Holstein würde überwiegend Windstrom angedient bekommen, und Windstrom verkaufen. Der Endkunden-Strompreis in Schleswig- Holstein könnte dadurch um die 20 Cent/kWh betragen.
In Baden-Württemberg würde eine Strombörse in „Dudelsheim“ im Sommer überwiegend Photovoltaikstrom angeboten bekommen , und PV – Strom verkaufen. Dieser PV-Strom wäre auch sehr günstig für den Endkunden.
Die neg. Preise / Stunden sind primär ein Problem für die fossilen Erzeuger, denn der Dampfdruck muß in die Turbine / den Generator gelassen werden – so wie er bei der Dampflok abgeblasen wird, wenn sie steht. Die Brennstoffkosten laufen aber weiter.
Sie haben ein Problem und versuchen es auf die dezentrale PV Dacherzeugung abzuwälzen. Aber deren Überschuß geht nur zum Nachbargebäude und der Netzbetreiber verdient doppelt. Er berechnet den vollen Netzanteil und muß NICHTS mit dem vorgelagertem Netzbetreiber teilen !!
Die fossilen Erzeuger sollten sich um die Reduzierung ihres CO2 Anteils auf NULL konzentrieren und nicht den Rest der Republik mit dem Zwangsrollout der sog. SmartMeter belästigen !
Wer eins haben will bitte, aber für den Rest ist es nur ein Kostentreiber und eine Datenschleuder.
Die Daten nutzen die Energiekonzerne nur zu gerne, die beste Basis für (profit-)optimierte Stromtarife – Wetten das !
( der ‚Zwang‘ ist deren Philosophie(?), wenn schon die Argumente nicht überzeugen (deutsches „Kulturgut“?) … )
Was hat es eigentlich damit auf sich, dass Sie alles in Klammern setzen? Sehr unnötig aus meiner Sicht, aber vielleicht übersehe ich ja einen wichtigen Grund?
( vielleicht kann man manchmal kurz darüber lachen, ausserhalb der Alltagsroutinen und dann mit Vertrauen, in den gesellschaftlichen Anstand, wieder weitermachen; und so wichtig ist der vorige Kommentar (zum Thema direkt) auch wieder nicht; die Klammern laden zum überspringen/überlesen ein(?) 🙂
Dem Kommentar von E. Wolf, wollte ich damit aber zustimmen, diese Beobachtung ‚d. Kulturgewohnheiten in best. Kreisen‘ teile ich, ersichtlich aus der öff. Berichterstattung und als Teil des öff. Handelns. Die Motivationen dazu werden kaum journalistisch beleuchtet(?)
Was meinen Sie (vergisst man diese Grundsätze, teils, im Alltagsgeschäft der ‚modernen‘ Gesellschaften oder sollte man das ‚Mainstream‘ nennen und für sich beiseite lassen. )?
Wo und wann, in der öff. gesellschaftlichen Diskussion hatte, bspw. die ‚AusglMechV‘, die Reichweite, auch als Nachbearbeitung der Folgen daraus, etwa vergleichbar dem ‚Solarspitzengesetz‘?
Gibt es eine Resignation der anständigen FachexpertInnen, gegenüber der pol. ‚Willkür‘ oder ‚Überforderung/Inkompetenz/Expertenhörigkeit‘?
Das Ausmass negativer Strompreise wurde durch die pol. Entscheider auch zum Nachteil der (neuen) ‚Kleinstanlagen‘ (viele ges. Anforderungen und damit Kosten ab etwa 2kW_solar, Benachteiligung hins. gleichwertiger, direkter Teilhabe durch verminderte Rentabilität?
Frühere Generationen an Bundespolitiker kannten noch so etwas wie ‚Bagatellgrenzen‘ und 800W sind dazu keine ‚haushaltsrelevante‘ Grösse (nicht technisch, sondern finanz-verwaltungs-bezogen und leistungs-regulatorisch)(?)
Politiker*innen welche ‚gerne‘ jedes 50W Photovoltaikmodul regulieren wollen, haben ein ‚ernsthaftes‘ Problem mit Meinungsfreiheit und Grundsätze der Demokratie und des gesellschaftlichen Zusammenlebens (Subsidiaritätsprinzip, gesetzlich, Grundlagen der Energiewende) nicht verstanden(?)
MfG
In meiner PV- Anlage ohne BESS in Baden-Württemberg lag 27 Prozent des 2025 erzeugten PV- Stroms in Negativstrommarktzeiten –
Genau so, wie Alex es hier auch geschrieben hat. In drei Jahren sehen wir vielleicht 40 Prozent…
Vermutlich werden PV-Verkäufer den Vergütungsentfall lieber mit den 16 Prozent (oder noch weniger) in Wirtschaftlichkeitsprognosen ansetzen.
Das Problem löst sich wenn man die negativen Preise an die Erzeuger weiterreicht.
In dem Moment wo am Jahresende keine EEG-Gutschrift – sondern eine Rückforderung zusammenkommt, wird der Handlungsbedarf greifbar.
Dann stellen alle PV Betreiber die Einspeisung ab, und wir haben an einem sonnigen Tag im Juli mittags plötzlich eine Stromlücke von 30 GW. Merken Sie was? Negative Preise entstehen bereits bei geringer Überproduktion, sagen wir 5 GW, über einer Last von 50 bis 60 GW.
Wegen 10 % Produktionsüberhang bekommt der gesamte EEG- Strom aber einen negativen Preis aufgedrückt. Von daher werden in dem Artikel keine volkswirtschaftlichen Kosten analysiert, sondern in erster Linie eine Umverteilung der Gewinne und Verluste zu Lasten des EEG-Kontos.
Umgekehrt steigt der Preis wenn die Spitzenlast Gaskraftwerke (nicht die GuD mit >50% Wirkungsgrad) auch nur ein paar Megawatt dazu steuern gleich über 20 ct/kWh.
Der ganze Spuk wird mit Solarspitzengesetz (zur Erinnerung keine Vergütung für eingespeisten Strom bei negativen Preisen), zunehmenden BESS Installationen und flexiblen Tarifen in der Breite in den nächsten Jahren hoffentlich verschwinden. Strompreiszonen, oder ersatzweise flexible Netzentgelte (Warum einfach, wenn es auch komplizierter geht), werden ihr Übriges beitragen.
Warum nehmen Sie an, dass mit ‚Strompreiszonen‘ reduzierte Redispatch-Kosten auch bei den Normalstromkundinnen und Haushaltstromkunden ankommen?
Die Erfahrung der zurückliegenden Jahre zeigt, dass diese Einsparungen (tendenziell) bei den Stromzwischenhändlern und Grosskonzernen bleiben und nur verzögert und teils weitergegeben wurden?
Neben falschen Zahlen (z.B. in DE 2025: PV Strom = 73,5 TWh, davon 17,4 TWh bei negativen Preisen, macht 23% des Stroms mit negativen Preisen und nicht wie dargestellt 16%) wird der Einfluß der Preisbildung an der EEX nicht berücksichtigt, da hohe oder niedrige Preise in einer Zone sich direkt auf die Preise in den Anliegerzonen auswirken
Marian Willuhn schreibt. am 27 Jan.
Ich glaube, der Unterschied zwischen euren Werten und meinen Ergebnissen liegt weniger in einem Rechenfehler als darin, dass wir zwei unterschiedliche Dinge betrachten.
@ Richtig, ihr betrachtet zwei unterschiedliche Dinge.
Siehe hier:
https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Hinweispapiere/Hinweis_kaufmannische.pdf?__blob=publicationFile&v=4
Einmal die „Physikalische“ Version fürs Netz und zum anderen die „Virtuelle“ um mit den EE Geld zu verdienen.
Fakt ist, seit 2010 dürfen die EE nur noch „Kaufmännischh“ gehandelt werden.
Gebt Euch keine Mühe in diese Goldkammer kommt keiner rein.