Von Artjom Maksimenko
Im Juni ist der Erneuerbarenanteil im Energieerzeugungsmix auf 73 Prozent gestiegen und hat damit einen neuen Höchstwert erreicht. Das spiegelte sich in den Strompreisen an der Börse wider. So fiel der durchschnittliche Strompreis im Day-Ahead-Markt der Strombörse im Juni auf 6,4 Cent pro Kilowattstunde – das ist der niedrigste Monatswert seit April 2024.
An insgesamt 141 Stunden lag der Strompreis an der Epex Spot im negativen Bereich oder bei null, ergab eine Analyse des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE). Aktuell ist von den negativen Preisen am Spotmarkt allerdings nichts zu sehen. Vielmehr erreichten die Stundenpreise gegen Abend des 1. Juli das Niveau von fast 500 Euro je Megawattstunde. Während der aktuellen So kostete die Stunde 21 am 1. Juli 476,19 Euro je Megawatstunde.
Mit dem Sonnenuntergang ging die Solareinspeisung schlagartig zurück, während der Strombedarf für Kühlsysteme hoch blieb, so die Analyse mehrerer Experten. Ein weiterer Faktor war die erhöhte Nachfrage aus Frankreich, wo die Atomkraftwerke in der heißen Sommerphase traditionell vor Kühlproblemen stehen. Abgesehen von der erhöhten Stromnachfrage aufgrund der Hitzewelle und des saisontypisch geringen Windaufkommens sorgt zudem die geplante Wartung des Kernkraftwerks DOEL4 in Belgien mit 1 Gigawatt Leistung für eine zusätzliche Verknappung des Stromangebots. Die hohen Flusstemperaturen verringern auch die Verfügbarkeit von Kernenergie in Frankreich - ein jedes Jahr wiederkehrends Problem im Nachbarland bei höheren Temperaturen.
Solarstrom sorgt für Überangebot
Insgesamt betrug die installierte PV-Leistung in Deutschland zum Ende 2024 über 100.000 Megawatt. Damit lag sie deutlich vor der Gesamtleistung der Windkraftanlagen an Land und auf See mit über 74.000 MW. Laut Destatis betrug die durchschnittliche Temperatur im Juni 18,5 Grad Celsius und lag damit um 3,1 Grad höher als der Referenzwert von 1961 bis 1990. Die entsprechende Solareinspeisung sorgte für ein deutliches Überangebot auf dem Markt. Die Folge: negative Strompreise.
Dank der hohen Solareinspeisung jagt bei den negativen Preisen aktuell ein Rekord den nächsten. Zuletzt hatte der Monat Mai 2025 mit 129 Stunden mit negativen Strompreisen einen Rekord inne. Für Endkunden, die einen dynamischen Stromtarif nutzen, führte das zu einem Novum in diesem Jahr: Erstmals erhielten sie am 13. Mai netto – also nach Steuern, Umlagen und Netzentgelten – Geld dafür, wenn sie Strom verbrauchten. Geht die Hitzewelle vorbei, würden vermehrt negative Stundenpreise auftreten, erwarten die Handelsexperten. Denn der Verbrauch durch Kühlsysteme würde zurückgehen, während die Solareinspeisestunden weiter ausreichend Energie liefern.
Bewegung auf Endkundenmarkt
Die Entwicklung mit zunehmend steigender Anzahl der negativen Stundenpreise zeigt sich bereits auch bei den Endkundentarifen. Für Kunden mit den sogenannten flexiblen, dynamischen Tarifen wirkt sich der durchschnittliche Strompreis von 6,4 Cent je Kilowattstunden derzeit positiv aus. So gibt es auf den gängigen Vergleichsportalen wie "Check24" und "Verivox" inzwischen mehrere Tarife mit einem Arbeitspreis unter 20 Cent je Kilowattstunden, während die "klassischen" Tarife für Sonderkunden sich bei einem Preis von rund 30 Cent bewegen.
Während die Verbraucher mit flexiblen Tarifen von negativen Preisen profitieren, müssen Anlagenbetreiber Geld bezahlen, damit ihnen ihr Strom abgenommen wird. Diese kurzfristigen Verluste nehmen die Betreiber von größeren Kraftwerken hin, da eine Drosselung der Energieproduktion meist noch kostenintensiver ist, erläutern Experten des Fraunhofer-Instituts. Das Hochfahren kann unter Umständen sogar Tage dauern. Auf kurzfristige Veränderungen der Marktsituationen, wie beispielsweise bei volatiler Erneuerbareneinspeisung, können solche Anlagen also nicht reagieren.
Dynamische Tarife als günstiges Regulierungselement
Neben der Abregelung von Kraftwerken verweisen die Analysten auf die Möglichkeiten einer besseren Ausbalancierung von Angebot und Anfrage. Eine besteht in der Zwischenspeicherung von Stromüberschüssen in Batteriespeichern oder Pumpspeicherkraftwerken. Der Bau solcher Anlagen sei jedoch teuer und technisch aufwendig.
Als kostengünstiges und kurzfristig wirksames Steuerungselement bieten sich hingegen dynamische Stromtarife an. Sie geben die Preisentwicklung an der Strombörse an Endverbraucher weiter und setzen damit finanzielle Anreize für ein flexibles beziehungsweise an aktuelle Produktionskapazitäten besser angepasstes Verbrauchsverhalten. Durch das Verschieben von Stromverbräuchen von beispielsweise Wärmepumpen, Elektrofahrzeugen oder Waschmaschinen in Zeiten mit niedrigen Preisen und hoher Produktion sparen Verbraucher einerseits Geld und konsumieren andererseits netzdienlich.
Die ISE-Experten verweisen auf eine Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) und Eon, die ein flexibilisiertes Verbrauchspotenzial von rund 15,6 Terawattstunden pro Jahr identifiziert hatte. Studien gehen perspektivisch von einem Flexibilisierungspotenzial von zehn Prozent beim privaten Stromverbrauch aus. Im gewerblichen und industriellen Bereich liegt dieser Wert sogar bei bis zu 15 Prozent, um die sich der Stromverbrauch flexibilisieren lasse.
