Minus 480 Euro: Was der Strompreis-Sonntag über das deutsche Energiesystem verrät

Negative Strompreise

Acht Stunden negative Börsenpreise: Deutschland kann Stromüberschuss nicht in Wertschöpfung übersetzen. Dabei sind die Maßnahmen bekannt.

Am heutigen Strompreis-Sonntag kollabiert der deutsche Börsenpreis. Acht Stunden lang negativ, von etwa 9 bis 17 Uhr, mit dem Tiefpunkt um 14 Uhr bei minus 480 Euro pro Megawattstunde im Day-Ahead-Markt. Sonntag, viel Sonne, wenig Wind, geringe Last. Das Preissignal ist eindeutig: Strom im Überfluss, bitte nehmen. Es ist ein Superenergie-Marktsignal, das eigentlich Verhalten auslösen sollte. Stattdessen verpufft es weitgehend wirkungslos.

Die nüchterne Lesart eines solchen Tages stammt vom Energieökonomen Lion Hirth. Tage wie dieser, schreibt Hirth heute, mit Spotpreisen zwischen minus 480 und plus 190 Euro pro Megawattstunde, seien eine Erinnerung daran, wie bitter es sei, dass Deutschland sein Stromsystem in den letzten 15 Jahren trotz aller Diskussionen, Studien und Vorschläge nicht flexibler gemacht habe. Was zu tun wäre, sei seit Jahren bekannt und oft besungen.

Die Liste, die Hirth aufzählt, ist keine Wunschliste der Energiewende-Bewegung. Sie ist die Standardliste der Marktdesign-Ökonomie. Sechs Hebel, die den Stromsektor in die Lage versetzen würden, mit den heute schon vorhandenen Erneuerbaren-Mengen umzugehen, ohne sie zu vergeuden.

Strompreis-Sonntag: Was im Stromsystem heute passiert

Die Daten des heutigen Tages sind gut dokumentiert. Auf der Erzeugungsseite läuft Solar gegen 13:15 Uhr mit 51.097 Megawatt, Wind onshore mit 957, Wind offshore mit 293 Megawatt. Die Last liegt bei rund 49.800 Megawatt. Der Stromüberschuss aus Erneuerbaren allein deckt die gesamte Inlandsnachfrage.

Trotzdem laufen weiterhin Erdgaskraftwerke mit 470 Megawatt, Steinkohle mit 373 und Braunkohle mit 2.166 Megawatt. Konventionelle Erzeugung von gut drei Gigawatt, die im selben Moment den Spotpreis ins Bodenlose drückt.

Der Grund ist nicht mangelnde Einsicht der Kraftwerksbetreiber. Es ist Mindestlast, Wärmeverpflichtung in der Kraft-Wärme-Kopplung, Vermeidung teurer An- und Abfahrkosten. Wer eine Braunkohlenanlage in Boxberg oder im Rheinland am Sonntag herunterfährt, zahlt am Montagmorgen mehr für den Wiederanlauf, als ihn die Negativpreise des Sonntags kosten. Also läuft sie weiter.

An den europäischen Nachbarmärkten zeigt sich, was Marktkopplung leistet und was sie nicht leistet. Frankreich, Belgien, die Niederlande und Slowenien rutschen heute synchron mit Deutschland in dieselbe Negativzone, alle zwischen minus 478 und minus 480 Euro pro Megawattstunde. Polen liegt bei minus 362, Slowenien bei minus 480.

Norwegen dagegen bleibt positiv: plus 95 in NO2, plus 39 in NO5, plus 32 in NO3. Schweden gemischt, Finnland leicht negativ. Die Spreizung zwischen Süd-Norwegen und Deutschland beträgt heute 575 Euro pro Megawattstunde. Es ist der Preis für eine zu kleine Verbindung in ein Land mit Speichern.

Was Speicher heute leisten würden, wenn sie da wären

Die Tagesform der heutigen Spotpreiskurve ist ein Lehrbuchbeispiel für Speicherwirtschaft. Mittagstief um 14 Uhr bei minus 480 Euro pro Megawattstunde, Abendspitze gegen 19:45 Uhr bei rund 190 Euro. Die Spreizung zwischen Tief und Spitze liegt bei rund 670 Euro pro Megawattstunde. Selbst wenn man nur die positiven Stunden vergleicht, bleibt die Differenz zwischen 14 und 20 Uhr bei rund 80 Cent pro Kilowattstunde.

Diese Form ist das ideale Lastprofil für Großbatteriespeicher. Vier bis sechs Stunden Entladedauer, ein vollständiger Zyklus pro Tag. Mittags laden bei minus 40 Cent, abends entladen bei plus 39 Cent. Bei aktuellen Speicherkosten von acht bis zwölf Cent pro Kilowattstunde bleibt eine Marge, die jeden Business Case trägt.

Die in Deutschland angekündigten Großspeicher würden, wären sie heute am Netz, beide Spitzen glätten: das Mittagstief abfangen, die Abendspitze drücken.

Genau das ist Hirths dritter Punkt. Hochlauf von Großspeichern statt regulatorischer Unsicherheit. Die Investoren stehen Schlange. Christoph Ostermann von Green Flexibility hat eine Milliarde Euro angekündigt, 1Komma5° baut Speicher zu Speicher, Eco Stor, Kyon Energy, Tesvolt, Eneco und viele andere drängen in den Markt.

Was sie blockiert, ist nicht das Geld, sondern der Rahmen: unsichere Behandlung in den Netzentgelten, doppelte Belastung in Prosumer-Anwendungen, unklare Stellung im künftigen Kapazitätsmarkt. Der Referentenentwurf zum Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, am Montag in der Ressortabstimmung, schließt Batterien aus den ersten neun Gigawatt faktisch aus. Die Pipeline ist da, der Anschluss fehlt.

Warum 80 Millionen Bürger nichts davon mitbekommen

Der zweite blinde Fleck liegt im Haushaltssektor. Heute mittag, bei minus 480 Euro pro Megawattstunde, wäre der ideale Moment, den Geschirrspüler zu starten, die Wärmepumpe hochzufahren, das Elektroauto zu laden. 80 Millionen Bürger erfahren davon nichts. Sie haben keine dynamischen Tarife, keine Smart Meter, keine Push-Benachrichtigung, keine Ampel an der Steckdose.

Ihr Versorger hat den Strom für sie nicht heute mittag eingekauft, sondern vor Monaten am Terminmarkt zu damaligen Preisen. Das Marktsignal kommt schlicht nicht an.

Hirths erster Hebel adressiert genau diese Lücke. Dynamische Tarife für Haushalte mit Elektroauto, Wärmepumpe, Heimspeicher, Solar – und dafür günstige Smart Meter. In Großbritannien betreibt der Übertragungsnetzbetreiber NESO seit Jahren den Demand Flexibility Service, mit Push-Benachrichtigungen über Octopus, OVO und andere Versorger.

In Frankreich gibt es EcoWatt, die staatliche Stromknappheits-App des Übertragungsnetzbetreibers RTE. Beide funktionieren, beide sind populär, beide vergleichsweise günstig.

Deutschland hat: nichts Vergleichbares. Der Smart-Meter-Rollout läuft seit 2017 schleppend, ein flächendeckender Abschluss ist nicht vor Ende der 2020er Jahre realistisch. Tibber, Octopus, Rabot Charge und 1Komma5° versorgen zusammen einen niedrigen sechsstelligen Kundenstamm mit dynamischen Tarifen. Der Rest der Republik bleibt am Festpreis und damit vom Marktgeschehen abgekoppelt.

Das Solarspitzengesetz als unvollständiges Notpflaster

Die Politik hat reagiert, aber nur halb. Das Solarspitzengesetz von Februar 2025 setzt für neue Photovoltaikanlagen ab 2 Kilowatt eine harte Regel: Bei negativen Spotpreisen entfällt die Einspeisevergütung ab der ersten Viertelstunde. Voraussetzung bei Anlagen zwischen 2 und 100 Kilowatt ist ein intelligentes Messsystem. Wer keines hat, muss die Einspeiseleistung auf 60 Prozent drosseln. Die entgangene Vergütung wird über eine Verlängerung des Förderzeitraums kompensiert. Soweit die Notregel.

Die Wirkung ist begrenzt, weil Bestandsanlagen unter Bestandsschutz stehen. Anlagen, die vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, erhalten ihre EEG-Festvergütung weiter, auch heute, auch bei minus 480 Euro pro Megawattstunde. Das ist die Mehrheit der deutschen Solarflotte: rund 100 Gigawatt installierte Leistung, davon nur ein kleiner Anteil unter dem neuen Regime.

Heute Mittag fließen also weiter rund acht Cent Festvergütung pro Kilowattstunde an Hunderttausende Eigenheim- und Gewerbeanlagen, während der Marktwert minus 48 Cent beträgt. Die Differenz von gut 56 Cent pro Kilowattstunde trägt der Bundeshaushalt, also der Steuerzahler.

Das ist nicht die Schuld der Anlagenbetreiber. Sie haben investiert auf Basis einer rechtlich zugesicherten Vergütung, der Vertrauensschutz ist berechtigt. Was fehlt, ist die zweite Hälfte des Notpflasters: die Möglichkeit, den Heimspeicher in Negativpreis-Stunden netzdienlich zu betreiben. Heute könnten 30-Kilowattstunden-Speicher wie der bei vielen Eigenheimbesitzern installierten Anlagen mehrere Megawattstunden Last vom System nehmen, wenn sie aktiv am Spotmarkt kaufen dürften.

Stattdessen sind sie auf Eigenverbrauchsoptimierung programmiert: morgens leer, mittags gefüllt mit eigener Solarleistung, abends entladen ins Haus. Genau das Gegenteil von dem, was systemisch sinnvoll wäre.

Auch die Industrie hat heute keinen Grund, den Strom zu nutzen

Wer von Lastverschiebung redet, denkt zuerst an die Industrie. Aluminiumhütten, Elektrolyseure, Kühlhäuser, Pumpspeicher: alle prinzipiell flexibel, alle theoretisch in der Lage, einen Sonntag mit minus 480 Euro pro Megawattstunde produktiv zu nutzen. In der Praxis tun sie es zum überwiegenden Teil nicht. Der Grund liegt in den Vertragsstrukturen und den Netzentgelten, nicht in der Technik.

Industriestrom-Verträge laufen typischerweise über Power Purchase Agreements und Terminmarkt-Hedging mit mehrjähriger Vorlaufzeit. Spotmarkt-Exposition ist meist auf einen kleinen Anteil der Gesamtmenge begrenzt. Wer heute morgen flexibel reagieren könnte, sieht die minus 48 Cent gar nicht in seiner Stundenrechnung. Sein Strompreis ist im Wesentlichen schon vor Monaten festgelegt.

Hinzu kommen die Netzentgelte. Wer als Industrieverbraucher mehr als 7.000 Vollbenutzungsstunden gleichmäßig abnimmt, bekommt bis zu 90 Prozent Rabatt auf die Netzentgelte. Die Regelung stammt aus einer Zeit, in der Grundlast als Tugend galt. Heute belohnt sie das exakte Gegenteil von Flexibilität. Wer dynamisch auf Marktsignale reagieren würde, verlöre seinen Rabatt. Das System ist auf konstanten Verbrauch geeicht, nicht auf Marktintegration.

Hirth bringt das in Punkt vier seiner Liste auf den Punkt. Reform der Netzentgelte für Verbraucher mit registrierender Leistungsmessung und der industriellen Rabatte: Flexibilität ermöglichen statt sie zu bestrafen. Ähnliches gilt für die Verteilnetzebene.

Hirths fünfter Punkt fordert dynamische Netzentgelte, die die aktuelle Belastung der Stromnetze widerspiegeln, statt mit pauschalen Tarifen zu arbeiten, die zwischen Sommer und Winter, zwischen Tag und Nacht, zwischen Sonntag und Werktag nicht unterscheiden.

Was bedeutet das für Verbraucher und Steuerzahler?

Die Verteilung ist nicht intuitiv. Der Standardtarif-Haushalt zahlt heute seine 35 Cent pro Kilowattstunde wie immer. Er profitiert nicht vom Negativpreis, weil sein Vertrag ihn vom Spotmarkt entkoppelt. Er zahlt aber mittelbar mit: über Steuern, die in die EEG-Vergütung der Bestandsanlagen fließen, und über Netzentgelte, die Ausgleichsenergie-Kosten enthalten. Die Subvention fließt, ohne dass sie Verhalten ändert.

Profiteure sind heute industrielle Spotmarkt-Kunden, Speicherbetreiber mit Direktvermarktung und die wenigen Haushalte mit dynamischen Tarifen. Ein Tibber- oder Octopus-Kunde, der heute mittag das Auto lädt oder die Wärmepumpe laufen lässt, spart real Geld. Die Differenz zum Standardtarif kann sich über das Jahr auf mehrere hundert Euro summieren.

Das ist nicht Glück, das ist die Belohnung dafür, dass jemand sich auf einen dynamischen Vertrag eingelassen hat. Der Punkt ist: Diese Möglichkeit müsste allen offenstehen, nicht nur denen, die einen frühzeitig Smart Meter installiert bekommen haben.

Regionale Preise und der norwegische Spiegel

Hirths sechster Punkt schließt den Kreis. Regionale Großhandelspreise. Deutschland hat eine einzige Gebotszone für das gesamte Marktgebiet DE-LU. Schweden hat vier, Norwegen fünf. Die feinere Zonierung erlaubt unterschiedliche Preissignale je nach lokaler Netzsituation. Wer im Norden produziert, sieht andere Preise als wer im Süden verbraucht. Die Information darüber, wo im Netz Engpässe entstehen, kommt im Markt an, nicht erst im Redispatch.

Heute morgen sieht man das in der EPEX-Karte deutlich. Während Westeuropa synchron in die Tiefe rutscht, bleibt der Strompreis in Süd-Norwegen bei plus 95 Euro pro Megawattstunde. Der Grund: Wasserkraft. Norwegen hat 87 Terawattstunden nutzbare Speicherkapazität, mehr als Deutschland in einem Monat verbraucht. Wer heute morgen Strom nach Norwegen exportiert, lädt faktisch den größten Pumpspeicher Europas auf. Norwegische Wasserkraftwerke drosseln, das Wasser bleibt im Stausee, abends fließt es zurück durch die Turbinen.

Die Verbindung ist da, aber zu klein. NordLink zwischen Deutschland und Norwegen hat 1.400 Megawatt Übertragungsleistung, NorNed zwischen den Niederlanden und Norwegen 700 Megawatt. Bei einem deutschen Solarpeak von über 51.000 Megawatt ist das ein Tropfen. Mehr Interkonnektoren in Richtung Speicher-Märkte sind kein Allheilmittel, aber sie sind Teil der Lösung, die Hirth indirekt mitmeint, wenn er von regionaler Preisbildung spricht: Marktsignale müssen dort ankommen, wo Flexibilität existiert.

Was bedeutet das für die Energiepolitik?

Negative Strompreise sind kein Marktversagen. Sie sind ein Designversagen. Der Markt funktioniert exakt wie konstruiert: Er bildet ab, was an Erzeugung und Nachfrage in einer bestimmten Stunde am System hängt. Was nicht funktioniert, ist die Übersetzungsschicht. Speicher fehlen, weil der Rahmen sie blockiert. Smart Meter fehlen, weil der Rollout schleppend läuft.

Dynamische Tarife sind eine Nische. Industrierabatte belohnen das Gegenteil von Flexibilität. Eine einzige deutsche Gebotszone verhindert räumlich differenzierte Signale. Die Liste ist seit Jahren bekannt. Der Stillstand kostet täglich Geld.

Tony Seba, der amerikanische Disruptions-Theoretiker, beschreibt mit dem Begriff Superenergie die Situation überschüssiger sauberer Energie als Treiber neuer Geschäftsmodelle. Wer den Rohstoff hat, gewinnt das nächste Jahrzehnt – vorausgesetzt, er baut die Übersetzungsschicht. Deutschland hat den Rohstoff. An Tagen wie heute liefert er sich selbst frei Haus. Was fehlt, ist nicht die Erzeugung, sondern alles dahinter.

Sechs Hebel, kein Mangel an Plänen

Bei manchen von Hirths sechs Punkten gibt es Bewegung. Das Solarspitzengesetz hat zumindest für Neuanlagen eine Stoßdämpferregel eingeführt. Der Smart-Meter-Rollout schreitet voran, langsam zwar, aber er schreitet. Der Hochlauf von Großspeichern wird durch das angekündigte Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz strittig: Der aktuelle Referentenentwurf bevorzugt fossile Gaskraftwerke vor Batterien.

Bei anderen Punkten ist seit Jahren Stillstand. Eine echte Reform der Industrie-Netzentgelte steht aus, dynamische Verteilnetzentgelte sind eine Konsultations-Dauerschleife der Bundesnetzagentur, regionale Großhandelspreise sind politisch tabu.

Heute morgen, bei minus 480 Euro pro Megawattstunde, ist der Zeitpunkt, das Tempo zu erhöhen. Jeder Sonntag dieser Art kostet einen mittleren zweistelligen Millionenbetrag an Wertvernichtung, finanziert über den Bundeshaushalt und über Netzentgelte. Die Hebel liegen auf dem Tisch, die Investoren stehen bereit, die Technologie ist verfügbar. Was fehlt, ist eine Politik, die das Marktdesign ernster nimmt als die Geschäftsmodelle, die vom Status quo leben.

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Martin Jendrischik

Martin Ulrich Jendrischik, Jahrgang 1977, beschäftigt sich seit 20 Jahren als Journalist und Kommunikationsberater mit sauberen Technologien. 2009 gründete er Cleanthinking.de – Sauber in die Zukunft. Im Zentrum steht die Frage, wie Cleantech dazu beitragen kann, das Klimaproblem zu lösen. Die oft als sozial-ökologische Wandelprozesse beschriebenen Veränderungen begleitet der Autor und Diplom-Kaufmann Jendrischik intensiv. Als „Clean Planet Advocat“ bringt sich der gebürtige Heidelberger nicht nur in sozialen Netzwerken wie Linkedin und Facebook über die Cleanthinking-Kanäle ein.