Marktwert Solar sinkt im März auf 5,455 Cent pro Kilowattstunde
Der Marktwert Solar lag im März bei 5,455 Cent pro Kilowattstunde. Dies stellt einen Rückgang um mehr als zwei Cent gegenüber Februar und eine Halbierung gegenüber dem Januar-Wert dar, wie aus der Veröffentlichung der Übertragungsnetzbetreiber auf netztransparenz.de hervorgeht. Im März 2025 fiel der Marktwert Solar mit 5,027 Cent pro Kilowattstunde allerdings niedriger aus als in diesem Jahr.
Auch die Marktwerte für Wind an Land und auf See gingen gegenüber den beiden Vormonaten weiter zurück. Der Marktwert Wind an Land lag bei 7,537 und für Wind auf See bei 7,911 Cent pro Kilowattstunde. Demgegenüber erhöhte sich der durchschnittliche Spotmarktpreis im März leicht gegenüber dem Vormonat und lag bei 9,929 Cent pro Kilowattstunde.
Im März gab es auch wieder Tage mit negativen Preisstunden. Anlagen, die unter die 6-Stunden-Regel im EEG fallen, waren jedoch nicht betroffen. Insgesamt gab es in 139 Viertelstunden des Monats negative Börsenstrompreise. Sie verteilten sich auf acht Tage und fielen meist in die Stunden, an denen Photovoltaik-Anlagen in Deutschland stark produzieren, also in der Regel zwischen 9 und 16 Uhr. Eine Ausnahme stellte der 25. März dar. An dem Tag gab es auch zwischen 2 und 5 Uhr nachts negative Börsenstrompreise, gefolgt von einer weiteren Periode zwischen 9 und 14 Uhr.
Noch nicht erfasst in dieser Auswertung der Übertragungsnetzbetreiber sind die zurückliegenden Ostertage. So gab es am Ostersonntag einen durchschnittlichen Börsenstrompreis von -1,61 Cent pro Kilowattstunde und auch am Ostermontag lag er mit 0,33 Cent pro Kilowattstunde nur geringfügig im Plus. Am Ostersonntag lag der tiefste Wert dabei um 14 Uhr bei -11,45 Cent pro Kilowattstunde. Am Ostermontag, 13:45 Uhr sank der Börsenstrompreis sogar bis auf -14,71 Cent pro Kilowattstunde. In den Abendstunden erreichte er allerdings auch wieder Werte von bis zu 12,15 Cent pro Kilowattstunde.
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: [email protected].
Please login to comment
Im April wird er auf 2 Ct sinken. Alle PV-Anlagen größer 300 kWp ab EEG 2021 und alle PV Anlagen gebaut ab 02/2025 werden unwirtschaftlich werden und der gesamte Business Case wird zusammenbrechen. Die Sommer-Negativpreise sind einfach brutal geworden. Wir haben jetzt noch spannende 6 Monate vor uns.
Na da schau her, Ideen und Lösungen sind da.
Fehlt es nur noch an der Umsetzung im großen Stil.
Man diskutiert ständig über belanglose Dinge und beißt sich daran fest.
Dabei könnte man mit solchen einfachen Lösungen ganz schnell Abhilfe schaffen.
Man muss nur wollen.
Und das beginnt bei der Kommunikation.
Alle an einen Tisch und ohne!!! Hierarchien und persönliche Gier Lösungen finden und umsetzen.
„Der Kunde wiederum habe maximale Wahlfreiheit.“
Wie ich kürzlich zu einem anderen Thema bemerkte:
Das Beste für den Kunden. Nicht das „Beste“ vom Kunden!
Der Kunde erkennt den Unterschied, früher oder später.
@Uwe
Jo, das ist das Durchleitungsmodell und bereits in Diskussion, aber zur Zeit nur für E-LKW / Flotten / Speditionen. Das geht dann auch so bilanziell, dass dein heimischer Solarstrom zugerechnet werden kann… immer plus transparentem Aufschlag für Infrastruktur-/Netzentgelte. Dyn. Tarife können damit auch spannend werden.
Wird nicht zwingend viel billiger sein und doch sorgt es aus meiner Sicht für Transparenz und Wettbewerb.
Ich fass es nicht, ich stelle eine einfache Frage, und bekomme dazu die dazugehörige einfache Antwort.
Und das ganz ohne einen „alten Gaul“… 😜
Ok und Danke Detlef.
Nun zum Hintergrund von meiner Frage:
Wie wäre es denn damit:
Ich habe eine 20 kW PV Anlage mit hohen Mittagsüberschuß. Gleichzeitig habe ich ein BEV, mit dem ich zu diesem Zeitpunkt nicht zu Hause laden kann und auf öffentliche Ladestation angewiesen bin.
Was wäre, wenn ich meinen hohen PV Überschuß auf der öffentlichen Ladestation nutzen kann.
Zahle nur das übliche Netzentgeld und benutze meinen selbstproduzierten Strom.
Vielleicht nicht unbedingt Netzdienlich, aber hilft bei entsprechender Skalierung beim Strompreis.
Technisch dürfte das bei dieser „virtuellen“ Weiterleitung kein Problem sein … 🤔
Bei AC-/Normalladern ist der Markt stark fragmentiert; dort spielen Stadtwerke und lokale Betreiber eine sehr große Rolle. Bei Schnellladern/HPC dominieren größere überregionale Player wie EnBW, Aral Pulse und Ionity deutlich stärker.
@Detlef K,
wer betreibt in DE eigentlich die öffentlichen Ladestationen für BEV? Sind das mehrheitlich klassische Stromversorger?
„Wir werden uns dann aber im Kreis drehen, mehr PV und Wind also mehr Speicher usw. usw. wird benötigt.“
Wir sollten uns unbedingt gerne noch mindestens 10 Jahre in diesem wunderbaren Kreis drehen… das ist doch genau das, was wir benötigen. Was ist daran das Problem?
Um die 12-24 Stunden zu puffern, brauchen wir diese enorme Dynamik… da ist noch Luft ohne Ende, in Jahren vielleicht 10-15. Natürlich braucht es dafür auch einen passenden Strommarkt und einen push in der Digitalisierung, damit „wirklich“ netzdienlich die Netze entlastet werden.
Und keine Frage, noch besser ist die regionale Nachfrage im Eigenverbrauch… wie auch immer. Das ist eigentlich ein Nobrainer, weil es direkte Wertschöpfung in die Kommunen bringen und große Akzeptanz mit niedrigen Preisen bewirken kann. Ich denke, das wird sich noch herumsprechen.
Wir werden uns dann aber im Kreis drehen, mehr PV und Wind also mehr Speicher usw. usw. wird benötigt. Die PV Blase sagt noch mehr PV und Wind, also benötigen wir noch mehr Speicher. Und dann benötige Speicher auch Abnehmer, damit diese auf Ihre Zykluszahl kommen.
Wir benötigen dynamische Preise an Ladeparks!
Achja, ganz vergessen. Neben dem plumpen Hinstellen von Speichern haben die Betreiber je nach Standort und Größe ja auch noch die Möglichkeit, den Eigenverbrauch anzukurbeln und den Strom zu veredeln. Gewinnbringender geht es kaum, als z.B. Ladeparks mit Partnern, bestenfalls für LKW mit Batterien gepuffert in die Leitungsnähe zu bauen. Auch geeignete flexibel nachfragende Industrie z.B. in den Bereichen Trockung, Kühlung und Beheizung wären keine schlechte Sache… oder eine Kommune erweitert die Location direkt zum Hybridkraftwerk mit kleiner (Bio)Gasturbine, das die gesichterte und günstige Versorgung für eine ganze Region gewährleistet, inkl. Wärmenetz für Privathaushalte und Aufschwung für teilnehmende Unternehmen… und und und.
Ich denke, die Negativpreise werden noch viele kreative dezentrale Ideen zu Tage bringen, den Strom gewinnbringend vor Ort loszuwerden. Wird auch Zeit dazu…
es hat nicht zuviele pv-anlagen, es hat zuwenig batteriespeicher.
baut beschleunigt bess zu, am einfachsten als hybridanlagen an bestehende netzanschlüsse.
täglich dank batterien den mittagsüberschuss (mit negativpreisen) in den abend (mit höchstpreisen) transferien – so einfach wird pv wieder rentabel gemacht.
„der gesamte Business Case wird zusammenbrechen.“
Wieso das?… man wird natürlich zusehen, das Investment wieder abzusichern und Speicher hinzuzubauen. Vermutlich werden sich die meisten das schon vornherein vor 5 Jahren gedacht haben, dass es mit zu vielen Negativpreisen irgendwann mal so weit sein wird, eine Erweiterung mit Speicher hinzuzubauen… ich denke nicht, dass die so blöd sind und das niemals im Blick hatten. Die Zeit ist jetzt günstig, Speicher ist billig und es lohnt sich, in die Mühlen der Bürokratie für Co Location einzusteigen…
Das Problem man könnte sagen:
PV Richtung Süden darf nicht weiter in Ausschreibungen etc gefördert werden.
Aber die PV-Blase wird weiterhin sagen: Kritisiert uns nicht wir sind die Umweltengel wir sind die Grünen und machen nichts falsch.
Und wenn es Speicher gibt, dann auch gerne wieder PV Richtung Süden bauen.
Die zwei Varianten Marktwert PV Strom zum Nachdenken. Zum einen der PV Strom kannibalisiert sich selbst. Daraus ergibt sich ein niedriger Marktwert, der sich dann negativ auf die Energiewende auswirkt z. B. weniger Einnahmen auf dem EEG Konto, wofür der Staat Milliarden Ausgleich zahlen muss. Zum anderen wegen seines niedrigen Marktwertes lässt er teure Gaskraftwerke bei der Merit Order Preisfindung nicht zum Zuge kommen, und macht den Vebraucherpreis billiger, wenn er dort ankommt.
Was ist nun der Marktwert im Sinne der Energiewende. ??