Von Julian Korb
Wer am Sonntagnachmittag Strom loswerden musste, der zahlte zwischenzeitlich fast 115 Euro pro Megawattstunde (MWh) hinzu. Das zeigen Daten der Kurzfristbörse Epex Spot. Es war der niedrigste Preis im laufenden Jahr im Großhandel.
Im Intraday-Handel rauschten die Preise sogar auf bis zu -242 Euro pro MWh in die Tiefe. Bereits am Samstag waren die Preise zeitweise unter die Nulllinie gerutscht. Und zwar auf fast -50 Euro im Day-Ahead und -92 Euro pro MWh im Intraday-Markt.
Ausblick auf den Mai
Negativpreise haben in den vergangenen Jahren stetig zugenommen. 457 Stunden mit negativen Preisen gab es im Jahr 2024. Allein in der ersten Aprilwoche 2025 waren es schon mehr als 20 Stunden.
Negative Preisphasen treten dann auf, wenn eine hohe Stromerzeugung aus Erneuerbaren, vor allem aus Solaranlagen, auf eine geringe Nachfrage stößt. Hinzu kommt die unflexible Erzeugung vieler thermischer Kraftwerke, betont Louisa Wasmeier, Expertin bei der Forschungsstelle für Energiewirtschaft in München.
So speisten am Sonntag auch zur Mittagszeit Erdgaskraftwerke mit mehr als 5 Gigawatt (GW) Leistung und Braunkohlekraftwerke mit rund 3 GW Strom ein, obwohl die Preise bereits ins Negative abgetaucht waren. Grund dürfte sein, dass Anlagen entweder wärmegekoppelt sind oder aus technischen oder wirtschaftlichen Gründen nicht flexibel auf Marktpreise reagieren können.
Bei Wind- und PV-Anlagen kommt hinzu, dass diese keine finanziellen Anreize haben, um bei einem Überangebot von Strom abzuregeln. "Die Negativpreise sind eine Konsequenz aus dem bisherigen Marktmodell", sagt Andreas Schwenzer, Partner beim Münchner Beratungshaus Advyce & Company. "So lange Anlagen noch die alte EEG-Förderung erhalten, fehlen schlicht die Anreize, bei Negativpreisen abzuschalten." Schwenzer geht davon aus, dass das Problem mit negativen Strompreisen sich mittelfristig sogar eher noch verschärft.
Der Energieökonom Lion Hirth, Professor an der Hertie School in Berlin, spricht sogar davon, dass bei neuen Solaranlagen hauptsächlich Anlagen mit Ost-West-Ausrichtung zugebaut werden sollten, um die Stromproduktion stärker in die Morgen- und Abendstunden zu verlagern. Um die günstigen Preise zu nutzen, fehlten hingegen wichtige Maßnahmen, etwa Smart Meter und dynamische Stromtarife oder Flexibilisierungsanreize bei industriellen Stromverbrauchern. Auch der Zubau von Großbatteriespeichern sei "zäh". Sein Fazit: Deutschland mache sich "das Leben schwer".
Abendstunden bleiben teuer
Extrempreise gab es im April aber nicht nur nach unten. Gleichzeitig bleiben die Großhandelspreise in den Morgen- und Abendstunden mit meist deutlich über 100 Euro pro MWh weiterhin teuer. So kostet am Montag die Stunde von 7 bis 8 Uhr knapp 176 Euro, abends um 19 Uhr sind es 168 Euro die Megawattstunde.
Bei einem Blick auf die Stromerzeugung zeigt sich, dass hier besonders Gas- und Kohlekraftwerke hinzugeschaltet werden, um die Last zu decken. Gegen Mittag und am frühen Nachmittag drückt dagegen vor allem Solarenergie ins Netz. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Last hat im April insgesamt deutlich zugelegt. Decken die Erneuerbaren im laufenden Jahr im Schnitt bislang knapp unter 50 Prozent der Last, sind es im April bislang knapp 63 Prozent.
Preisniveau fällt im April
Im Vergleich zum außergewöhnlich teuren Februar 2025 ist aber auch das allgemeine Preisniveau im April bislang spürbar gesunken. Kostete die Megawattstunde im Februar in der Day-Ahead-Auktion im Schnitt noch knapp 129 Euro, sind es im April bislang rund 73 Euro. Neben der Photovoltaik erzeugt in diesem Monat bisher die Windkraft an Land am meisten Strom. Auf dem dritten Platz rangiert Braunkohle.
Insgesamt bleibt das Preisniveau auch im April über dem Vorjahresniveau von rund 62 Euro pro MWh. Grund dafür dürften auch die hohen Gaspreise sein, die über die Merit-Order auf den Strommarkt ausstrahlen. Im bisherigen Jahresverlauf schwächelte außerdem die Windkraft.
Hinweis: Um Strategien für einen volatiler werdenden Strommarkt geht es in der aktuellen April-Ausgabe der ZfK. Zum E-Paper geht es hier.
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