Auch am zurückliegenden zweiten Mai-Wochenende notierten die Preise an der Strombörse im negativen Bereich. Nicht so extrem wie am 1. Mai, als der Preis für eine Megawattstunde auf minus 499,99 Euro stürzte – knapp unter der damaligen Grenze an der Kurzfrist-Strombörse Epex Spot. Aber tief genug, um die Frage erneut zu stellen: Wie stabil ist das Stromnetz, wenn niemand Solarstrom haben will?
Die Antwort fällt differenziert aus. Einen akuten Kollaps hat es auch am 1. Mai nicht gegeben. Doch wer mit den zuständigen Übertragungsnetzbetreibern spricht, hört eine klare Botschaft: Die Lage wird komplexer. Und die Werkzeuge, die das System bisher stabilisiert haben, stoßen an Grenzen.
Wie Netzbetreiber mit Stromüberschüssen umgehen
Negative Preise entstehen, wenn mehr Strom produziert wird als verbraucht werden kann. Das passiert vor allem an sonnigen Feiertagen: Die Solaranlagen speisen auf Hochtouren ein, Industrie und Haushalte verbrauchen wenig. Der Überschuss drückt den Preis – im Extremfall so weit, dass Erzeuger dafür zahlen müssen, dass ihr Strom abgenommen wird.
Für das Stromnetz ist das mehr als ein Marktproblem. Erzeugung und Verbrauch müssen zu jedem Zeitpunkt im Gleichgewicht sein – physikalisch, nicht nur rechnerisch. Entsteht ein Überschuss, den der Markt nicht aufnimmt, müssen die Netzbetreiber eingreifen.
Ihr erstes Instrument ist die sogenannte Regelenergie – ein Puffer, mit dem kurzfristige Ungleichgewichte ausgeglichen werden. Reicht das nicht, folgt der Redispatch: Kraftwerke werden gezielt heruntergefahren oder vom Netz genommen, um den Lastfluss zu steuern.
Als letztes Mittel bleibt der kontrollierte, zeitlich begrenzte Stromausfall in einzelnen Regionen – ein sogenannter Brownout. Zu viel Strom, und in Teilen des Netzes gehen die Lichter aus. Eine paradoxe, aber physikalisch reale Gefahr.
Am 1. Mai blieb dieser Worst Case aus. Der NRV-Saldo – der Wert, der Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch systemweit anzeigt – sei "zum Glück den ganzen Tag über in einem unkritischen Bereich" gewesen, sagte Christoph Maurer, Geschäftsführer des Aachener Beratungsunternehmens Consentec, kürzlich im ZFK-Interview. Das System stand nicht kurz vor dem Zusammenbruch. Aber es war angespannt.
Mehr dazu hier: "Negative Preise sind eine Konsequenz verfehlten Fördersystemdesigns"
Wovor die Übertragungsnetzbetreiber warnen
50Hertz und Tennet, zwei der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber, die gemeinsam mit Amprion und Transnet BW für die Stabilität des deutschen Hochspannungsnetzes verantwortlich sind, haben die Lage gegenüber der ZFK eingeordnet. Ihre Einschätzung ist bemerkenswert offen.
Das 2025 verabschiedete Solarspitzengesetz habe teilweise gewirkt, heißt es in ihrer gemeinsamen Stellungnahme. Weil es bei negativen Preisen keine staatliche Vergütung mehr gibt, reagieren große Wind- und Solaranlagen in der sogenannten Direktvermarktung – also dem freien Verkauf des Stroms an der Börse – besser auf die Preissignale. Sie drosseln ihre Einspeisung, wenn die Preise fallen. Das habe den Bedarf für Redispatch-Maßnahmen teilweise gesenkt.
Doch dann folgt die Einschränkung: "Der überwiegende Teil der PV-Anlagen ist davon noch nicht berührt." Selbst größere Solaranlagen mit einer Leistung zwischen 100 und 1000 Kilowatt peak (kWp) – das ist die Einheit für die maximale Leistung einer Solaranlage – sind zu 40 Prozent nicht steuerbar. Die Millionen kleiner Dachanlagen konnten beim ersten gesetzlich vorgeschriebenen Steuerbarkeitscheck, den die Bundesnetzagentur 2025 veröffentlicht hat, noch gar nicht erfasst werden.
Der blinde Fleck im System
Genau diese kleinen Anlagen sind das Kernproblem. Im vergangenen Jahr wurden zusätzlich zu den bereits vorhandenen rund 100 Gigawatt solarer Erzeugungsleistung weitere 16 Gigawatt zugebaut – die Hälfte davon auf Gebäudedächern und Balkonen. Kleine Anlagen, nicht steuerbar, nicht sichtbar für die Netzbetreiber.
Der Steuerbarkeitscheck der Übertragungsnetzbetreiber, der erstmals 2025 durchgeführt wurde und rund 120.000 Anlagen ab 100 Kilowatt umfasst, liefert dazu ernüchternde Zahlen. In der Leistungsklasse zwischen 100 Kilowatt und einem Megawatt erreichen Solaranlagen nur eine Steuerbarkeitsquote von 60 Prozent. Bei Speichern dieser Größenklasse sind es sogar nur 20 Prozent. Darunter – also bei den kleineren Dachanlagen und Balkonkraftwerken – gibt es schlicht noch keine verlässlichen Daten. Die Netzbetreiber halten für plausibel, dass die Steuerbarkeitsquote dort bei lediglich rund 30 Prozent liegt.
Das Fazit der Übertragungsnetzbetreiber fällt deutlich aus: "Stromerzeugung im Blindflug ist nicht zukunftsfähig." Auch kleine Netzeinspeiser müssten zur Systemstabilität beitragen.
Ein wesentlicher Grund für diesen blinden Fleck ist der schleppende Rollout intelligenter Messsysteme – sogenannter Smart Meter. Diese Geräte erfassen den Stromverbrauch und die Einspeisung in Echtzeit und sind Voraussetzung dafür, dass Netzbetreiber Anlagen fernsteuern können. Hinzu kommen Verzögerungen bei den sogenannten Steuerboxen, die für Anlagen ab sieben Kilowatt vorgesehen sind. "Gerade dieser Punkt ist wegen der bekannten Probleme beim Smart-Meter-Rollout besonders wichtig", sagt Consentec-Geschäftsführer Maurer.
Wenn Prognosen nicht mehr stimmen
Neben der fehlenden Steuerbarkeit wächst ein zweites Risiko: die Unzuverlässigkeit von Vorhersagen. Redispatch-Maßnahmen müssen oft Stunden im Voraus geplant werden – auf Basis von Wetterprognosen. Weichen die tatsächlichen Einspeisemengen davon ab, kann das die Systembilanz kippen.
50Hertz und Tennet beschreiben dieses Problem als "erhebliches Systemrisiko": Prognosefehler aus Wetterberechnungen verstärken sich, weil auch in den Nachbarländern massiv erneuerbare Energie ausgebaut wird. Überschüsse lassen sich immer seltener ins europäische Ausland exportieren – manchmal fließt der Strom sogar in die falsche Richtung und verstärkt innerdeutsche Engpässe.
Maurer benennt das strukturelle Dilemma: Eine Situation, in der die Einspeisung nicht steuerbarer Solaranlagen weder am Markt untergebracht noch abgeregelt werden kann, könne das System "in kritische Zustände" bringen.
Was das neue Preislimit bringt – und was nicht
Die Strombörse Epex Spot hat auf die Extremwerte reagiert und die Preisuntergrenze im Day-Ahead-Handel – also dem Handel für den nächsten Tag – von minus 500 auf minus 600 Euro je Megawattstunde abgesenkt. Das ist keine freie Entscheidung der Börse, sondern folgt einem europäischen Regelwerk. Wenn der Preis zweimal innerhalb kurzer Zeit 70 Prozent der Untergrenze erreicht, startet automatisch ein Anpassungsverfahren.
Mehr dazu hier: Negativpreise auf Rekordkurs: Börse reagiert mit neuem Limit
Maurer hält das für keine echte Lösung. Die zusätzliche Flexibilität, die der neue Preisbereich zwischen minus 500 und minus 600 Euro aktivieren könnte, sei vermutlich begrenzt. Und: Am 1. Mai lagen die Preise im kurzfristigen Intraday-Handel – dem Handel wenige Stunden vor der Lieferung – bereits unter minus 600 Euro. Das neue Limit hätte dort also ohnehin nicht gegolten.
Energieexperte Lion Hirth von der Hertie School in Berlin bringt es auf den Punkt: "Der Strompreis von minus 500 Euro pro Megawattstunde ist ein Warnsignal. Bei einem so stark negativen Preis sollten eigentlich mehr Solaranlagen abschalten." Technisch sei das möglich. Doch viele Anlagen erhalten staatliche Förderung und speisen deshalb selbst dann weiter ein, wenn der Markt sie nicht braucht.
Warum Batteriespeicher noch wenig leisten
Die Übertragungsnetzbetreiber und Maurer sind sich einig, was die Prioritäten sein müssen.
Erstens: Altanlagen, die gesetzlich zur Steuerbarkeit verpflichtet sind, müssen diese Pflicht auch tatsächlich erfüllen.
Zweitens: Die Direktvermarktung muss auch für kleine Solaranlagen ausgebaut werden – inklusive der nötigen Digitalisierung.
Drittens: Die Steuerbarkeit für Anlagen ab sieben Kilowatt muss über den Smart-Meter-Rollout und Steuerboxen konsequent umgesetzt werden.
Mehr dazu hier: Chef von Spotmyenergy hält Direktvermarktungspflicht bereits für möglich
Maurer fügt eine weitere Forderung hinzu: Der Zubau nicht steuerbarer Erzeugung – Balkonsolar, reine Eigenverbrauchsanlagen, Kleinstanlagen unter sieben Kilowatt – dürfe nicht weiter wachsen, ohne dass das Problem der Steuerbarkeit adressiert wird. "Ich halte es für kritisch, dass die Gesamtheit der nicht steuerbaren Erzeugung nicht weiter anwächst."
Mittelfristig setzt er auf Batteriespeicher. Wenn genug davon im Netz sind, können sie Überschüsse aufnehmen und die Nachfrage in Spitzenzeiten deutlich erhöhen. Derzeit reichen die installierten Speicher dafür noch nicht aus.
Die Bundesnetzagentur hat das auf Anfrage der "Welt" kürzlich durchgerechnet: Die Gesamtkapazität aller Batteriespeicher in Deutschland beträgt rund 28 Gigawattstunden. Selbst wenn alle vollständig leer und vollständig für den Markt verfügbar wären – beides ist in der Praxis nicht der Fall –, wären sie bei starker Solareinspeisung nach rund 1,6 Stunden voll. Tatsächlich stehen die meisten Speicher dem Markt gar nicht offen: Sie dienen entweder der Regelleistung oder dem privaten Eigenverbrauch.
