Negative Strompreise und Netzstabilität in Deutschland: Aktuelle Entwicklungen, Herausforderungen und Lösungsansätze.

Holger Roswandowicz
vor 12 Minuten
26 Min. Lesezeit

I. Kurzzusammenfassung

Dieser Bericht analysiert die zunehmende Häufigkeit negativer Strompreise in Deutschland, eine Entwicklung, die sich in den kommenden vier bis fünf Jahren voraussichtlich verschärfen wird. Die Untersuchung beleuchtet die vielschichtigen Herausforderungen für die Netzstabilität, die aus dem rapiden Ausbau erneuerbarer Energien resultieren. Dargestellt werden die komplexen Maßnahmen und Positionen zentraler deutscher und europäischer Institutionen wie der Bundesnetzagentur, des VDE, der ENTSO-E, des BMWK und des Bundesrechnungshofs. Ein besonderer Fokus liegt auf dem Spannungsfeld zwischen der Notwendigkeit, die Netzstabilität zu gewährleisten, und dem Zwang, die Netzkosten zu kontrollieren. Der Bericht erörtert konkrete Maßnahmen, die zur Stabilisierung des Stromnetzes ergriffen werden, gibt eine Einschätzung zur Sinnhaftigkeit von Investitionen in Batteriespeicher für Verbraucher und wirft einen vergleichenden Blick auf die Strategien europäischer Nachbarländer im Umgang mit ähnlichen Problemen. Die Analyse unterstreicht die Dringlichkeit integrierter und vorausschauender Lösungen, um die komplexen Anforderungen der Energiewende erfolgreich zu bewältigen und eine sichere, bezahlbare sowie umweltverträgliche Stromversorgung auch in Zukunft zu gewährleisten.

II. Die Eskalation negativer Strompreise in Deutschland: Trends, Ursachen und Zukunftsprognosen

Die deutsche Energielandschaft ist zunehmend von Perioden mit negativen Strompreisen an der Strombörse EPEX Spot geprägt. Dieses Phänomen, bei dem Stromverbraucher für die Abnahme von Energie entlohnt werden, anstatt dafür zu bezahlen, ist ein direktes Ergebnis marktmechanischer Prozesse von Angebot und Nachfrage im Kontext der Energiewende.1

Statistische Übersicht und aktuelle Trends

Die Häufigkeit von Stunden mit negativen Strompreisen hat in Deutschland signifikant zugenommen. Im Jahr 2023 wurden 301 Stunden mit negativen Preisen verzeichnet, ein Wert, der bereits das Rekordjahr 2020 übertraf.2 Dieser Trend setzte sich 2024 fort und erreichte mit 457 Stunden einen neuen Höchststand.1 Historisch betrachtet zeigt sich eine volatile, aber insgesamt steigende Tendenz: Lagen die Werte 2016 noch bei unter 100 Stunden, stiegen sie 2019 auf 211 Stunden und 2020 – beeinflusst durch Winterstürme und die COVID-19-Lockdowns – auf 298 Stunden. Nach einem Rückgang in den Jahren 2021 (139 Stunden) und 2022 (69 Stunden, bedingt durch eine angespannte Marktlage) schnellten die Zahlen wieder in die Höhe.2 Diese negativen Preisperioden treten vorwiegend dann auf, wenn eine hohe Einspeisung aus erneuerbaren Energien auf eine geringe Nachfrage trifft, typischerweise in den Sommermonaten und an Wochenenden, insbesondere sonntags.2

Zur Veranschaulichung der Entwicklung dient die folgende Tabelle:

Tabelle 1: Entwicklung der Stunden mit negativen Strompreisen in Deutschland (2016-2024)

Jahr	Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen
2016	<100
2019	211
2020	298
2021	139
2022	69
2023	301
2024	457

Quellen: 1

Primäre Treiber

Die Hauptursachen für diese Entwicklung sind vielschichtig:

Zuwachs an erneuerbaren Energien (EE): Der massive Ausbau von Solar- (Ziel: 215 Gigawatt bis 2030) und Windenergieanlagen (Ziel: 115 Gigawatt bis 2030) führt zu einer stark schwankenden und nicht bedarfsgerecht steuerbaren Stromerzeugung.1 Diese Anlagen speisen aufgrund ihrer geringen Grenzkosten und historisch bedingter Einspeisevorrangregelungen oft unabhängig von der aktuellen Nachfrage Strom ins Netz ein.
Angebots-Nachfrage-Ungleichgewichte: Negative Preise sind ein klares Marktsignal für ein Überangebot an Strom im Verhältnis zur Nachfrage.1 Konventionelle, insbesondere thermische Kraftwerke, sind häufig nicht flexibel genug, um ihre Produktion bei hoher EE-Einspeisung und gleichzeitig geringer Nachfrage schnell genug zu drosseln.2
Inflexible Nachfrageseite: Es mangelt an einer ausreichend flexiblen Stromnachfrage, die sich an Preissignale anpassen und überschüssigen Strom aufnehmen könnte.7

Der rapide Ausbau erneuerbarer Energien ist zwar ein zentraler Pfeiler der Dekarbonisierungsstrategie, führt aber ohne ausreichende systemische Anpassungen zu paradoxen Marktergebnissen. Die Zunahme negativer Preise ist eine solche Konsequenz. Deutschland investiert massiv in die Erzeugungskapazitäten von Solar- und Windenergie.1 Diese Technologien haben nahezu keine variablen Betriebskosten, was bedeutet, dass sie Strom produzieren, sobald die natürlichen Ressourcen (Sonne, Wind) verfügbar sind, oft unabhängig von der tatsächlichen Stromnachfrage, es sei denn, sie werden aktiv abgeregelt. Gleichzeitig sind viele traditionelle Grundlastkraftwerke in ihrer Betriebsweise zu unflexibel, um schnell auf diese volatilen Einspeisungen reagieren zu können.2 Zudem hinkt der Ausbau der Netzinfrastruktur sowie der Speicher- und Flexibilitätsoptionen dem Tempo des EE-Zubaus hinterher.6 Dieses systemische Ungleichgewicht zwischen volatiler Erzeugung und unflexibler Nachfrage bzw. unzureichender Infrastruktur führt zwangsläufig zu Situationen des Überangebots, die die Preise ins Negative drücken.1 Die finanziellen Lasten, die durch das Management dieser Situationen entstehen – beispielsweise Kosten für die Abregelung von EE-Anlagen, Redispatch-Maßnahmen oder entgangene EEG-Erlöse, wie von 50Hertz mit 70 Millionen Euro im Jahr 2023 und 109 Millionen Euro bis November 2024 berichtet 3 – stellen eine ökonomische Ineffizienz dar. Diese Ineffizienz ist direkt auf die Art und Weise zurückzuführen, wie erneuerbare Energien derzeit in das System integriert werden, und könnte unbehandelt langfristig die öffentliche Akzeptanz oder das Investorenvertrauen untergraben.

Auswirkungen der Gesetzgebung (EEG-Reform 2023)

Die EEG-Reform 2023 hat versucht, auf diese Problematik zu reagieren. Für EE-Anlagen, die nach dem 1. Januar 2023 in Betrieb genommen wurden, gelten strengere Regeln: Sie erhalten keine Förderung mehr für Strom, der während längerer Phasen negativer Preise eingespeist wird.1 Die Definition für "längere Phasen" wird dabei sukzessive verschärft: von mindestens drei aufeinanderfolgenden Stunden in den Jahren 2024 und 2025 über zwei Stunden im Jahr 2026 bis hin zu einer Stunde ab 2027.1

Trotz dieser Neuregelung operiert ein erheblicher Teil der bestehenden Solaranlagen (72,4 %) und Windkraftanlagen (65,5 %) weiterhin marktunabhängig.1 Dies deutet darauf hin, dass das Problem des Überangebots während negativer Preisperioden aufgrund des großen Bestands an Altanlagen fortbestehen wird. Die EEG-Reform 2023 zielt zwar darauf ab, das marktkonforme Verhalten neuer EE-Anlagen zu fördern, indem sie deren Vergütung an Marktpreise koppelt.1 Jedoch wurde ein Großteil der aktuellen EE-Kapazität vor dieser Reform installiert und unterliegt älteren, weniger marktorientierten Einspeisevergütungsregelungen. Selbst wenn Neuanlagen während negativer Preise ihre Einspeisung drosseln, wird das schiere Volumen der Altanlagen weiterhin zu Überangebotssituationen beitragen. Das sogenannte "Solarspitzengesetz", das im Januar 2025 verabschiedet wurde und voraussichtlich zum 1. März 2025 in Kraft tritt, zielt darauf ab, einige dieser Prinzipien auch auf kleinere und bestehende Anlagen auszuweiten.4 Die vollständige Wirkung und die Geschwindigkeit der Umsetzung dieser jüngsten Gesetzesänderung bleiben jedoch abzuwarten.

Zukunftsprognosen (Nächste 4-5 Jahre und darüber hinaus)

Die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen wird voraussichtlich weiter steigen, da Deutschland den Ausbau der EE-Kapazitäten forciert und gleichzeitig konventionelle Kraftwerke stilllegt.1 Die Studie "Warmer Lichtsturm" von VDE und 50Hertz warnt, dass die Systembilanz bereits ab 2025 durch den PV-Ausbau gefährdet sein könnte, wenn keine Gegenmaßnahmen ergriffen werden.3 Auch ENTSO-E, der Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber, prognostiziert für Europa, insbesondere im Sommer, eine Zunahme negativer Strompreise aufgrund von EE-Überangebot bei geringer Nachfrage.9 Parallel dazu wird erwartet, dass die Kosten für Speichertechnologien weiter sinken – von derzeit etwa 300 Euro pro Kilowattstunde für Batteriespeicher auf unter 100 Euro bis 2030 – was flexible Energienutzung attraktiver macht.1

III. Netzstabilität im Zeichen der Energiewende: Aktuelle Herausforderungen und strategische Entwicklungen

Die Transformation des deutschen Energiesystems stellt das Stromnetz vor immense Herausforderungen. Obwohl Deutschland über eines der weltweit am besten ausgebauten Netze verfügt, führen der massive Zubau erneuerbarer Energien und die Dezentralisierung der Erzeugung zu neuen Belastungen und Schwachstellen.6 Das deutsche Netz ist nach dem (n-1)-Kriterium ausgelegt, was bedeutet, dass der Ausfall einer einzelnen Komponente (z.B. Leitung, Transformator) nicht zu einer Versorgungsunterbrechung führen darf.11

Zustand des deutschen Stromnetzes und inhärente Schwachstellen

Die Energiewende deckt mehrere strukturelle Schwachstellen im deutschen Stromnetz auf:

Geografische Diskrepanz: Ein Großteil der erneuerbaren Energie, insbesondere Windstrom, wird im Norden und Osten Deutschlands erzeugt, während die industriellen Verbrauchszentren überwiegend im Süden und Westen des Landes angesiedelt sind. Diese räumliche Trennung erfordert einen massiven Transport von Strom über weite Strecken.6
Volatilität der erneuerbaren Energien: Die stark schwankende Einspeisung von Wind- und Sonnenenergie erschwert die kontinuierliche Aufrechterhaltung des Gleichgewichts zwischen Erzeugung und Verbrauch, das für die Netzstabilität (Frequenz- und Spannungshaltung) unerlässlich ist.6
Unzureichende Speicherkapazitäten: Die derzeit verfügbaren Stromspeicherkapazitäten von etwa 12 Gigawattstunden (GWh) sind im Vergleich zum prognostizierten Bedarf von 100 GWh bis 2030 bei Weitem nicht ausreichend, um die Volatilität der erneuerbaren Energien auszugleichen und Erzeugungsspitzen zu puffern.6

Fortschritte und Hemmnisse beim Netzausbau

Der Ausbau der Stromnetze ist eine zentrale Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende. Bis 2030 müssen über 13.000 Kilometer im Übertragungsnetz optimiert, verstärkt oder neu gebaut werden, um die steigenden Mengen an erneuerbarem Strom aufnehmen und transportieren zu können.6 Zu den Schlüsselprojekten gehören Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) wie "SuedLink" und "SuedOstLink".6

Der Fortschritt des Netzausbaus bleibt jedoch deutlich hinter den Planungen zurück. Der Bundesrechnungshof kritisiert einen Verzug von sieben Jahren und 6.000 Kilometern.8 Von den rund 16.832 Kilometern Leitungen, die im Rahmen des Bundesbedarfsplangesetzes (BBPlG) und des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) geplant sind (Stand Q4 2024), waren für die rund 9.600 Kilometer im Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur bis Ende 2024 lediglich 3.726 Kilometer vollständig genehmigt und fertiggestellt. Bis Ende 2025 sollen es rund 4.400 Kilometer sein.13

Die Gründe für den schleppenden Ausbau sind vielfältig:

Komplexe und langwierige Genehmigungsverfahren.6
Öffentlicher Widerstand und mangelnde Akzeptanz in der Bevölkerung (Stichwort "NIMBY – Not In My Backyard").6
Fachkräftemangel in Planungs- und Bauunternehmen.6
Hohe Investitionskosten, die allein für die Übertragungsnetze bis 2030 auf rund 50 Milliarden Euro geschätzt werden.6

Der langsame Netzausbau hat weitreichende Konsequenzen. Er wirkt wie eine kritische Rückkopplungsschleife, die das Problem der negativen Strompreise verschärft und die Abhängigkeit von teuren Ad-hoc-Lösungen wie dem Redispatch 2.0 erhöht. Die Unfähigkeit, erneuerbare Energien effizient von den Erzeugungsorten zu den Verbrauchszentren zu transportieren, führt zu regionalen Überangeboten. In Gebieten mit hohem EE-Aufkommen und unzureichenden Abtransportkapazitäten ist die Wahrscheinlichkeit negativer Preise höher, da dies ein klares Marktsignal für ein lokales Überangebot darstellt. Gleichzeitig müssen die Netzbetreiber zur Vermeidung physikalischer Netzüberlastungen Redispatch-Maßnahmen ergreifen: Sie regeln EE-Anlagen in Überschussgebieten ab und fahren die Erzeugung in anderen Regionen hoch. Diese Maßnahmen sind mit erheblichen Kosten verbunden, die letztlich die Stromverbraucher tragen.8 Somit verstärkt das Versäumnis beim Netzausbau direkt die Probleme und Kosten in anderen Bereichen des Energiesystems, nämlich bei den Marktpreisen und im Engpassmanagement. Dies legt nahe, dass eine alleinige Fokussierung auf Erzeugungsziele für erneuerbare Energien ohne eine synchrone Entwicklung der Netzinfrastruktur kontraproduktiv ist.

Tabelle 2: Ausgewählte Netzausbauprojekte in Deutschland: Status, Ziele und Herausforderungen

Projektname	Geplante Kapazität / Technologie	Hauptroute / Zweck	Ursprüngliches Ziel / Aktueller Status (Beispielhaft)	Wesentliche Herausforderungen
Gesamter Netzausbaubedarf (BBPlG & EnLAG)	ca. 16.832 km (Optimierung, Verstärkung, Neubau)	Bundesweit, Integration EE	Bis 2030 (Teilziele) / Deutlich im Verzug (ca. 7 Jahre, 6.000 km) 8	Genehmigungsverfahren, Akzeptanz, Kosten, Fachkräfte 6
SuedLink	2 x 2 GW (HGÜ)	Norddeutschland (Wind) nach Süddeutschland (Verbrauchszentren)	Ursprünglich früher / Inbetriebnahme voraussichtlich verzögert	Langwierige Planungs- und Genehmigungsprozesse, Trassenfindung, lokale Widerstände 6
SuedOstLink	2 GW (HGÜ)	Nordostdeutschland (Wind) nach Südostdeutschland (Verbrauchszentren)	Ursprünglich früher / Inbetriebnahme voraussichtlich verzögert	Ähnlich wie SuedLink: Genehmigungen, Akzeptanz 6
Netzausbau im Zuständigkeitsbereich der BNetzA	ca. 9.600 km (Teil des Gesamtbedarfs)	Bundesweit	Laufend / 3.726 km fertiggestellt (Ende 2024), Ziel 4.400 km bis Ende 2025 14	Bürokratie, Dauer der Verfahren

Quellen: 6

Rolle und Wirksamkeit von Redispatch 2.0

Redispatch 2.0, eingeführt zum 1. Oktober 2021, ist ein zentrales Instrument des Engpassmanagements. Es zielt darauf ab, Netzengpässe zu beheben, indem nun auch kleinere EE-Anlagen (ab 100 kW installierter Leistung) sowie Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) in die Maßnahmen einbezogen werden. Dies stellt eine Weiterentwicklung des früheren Einspeisemanagements dar, das primär auf die Abregelung von EE-Anlagen fokussierte.11

Die praktische Umsetzung von Redispatch 2.0 ist jedoch mit erheblichen Problemen behaftet. Diese resultieren vor allem aus der hohen Komplexität der IT-Infrastruktur, Schwierigkeiten beim Datenaustausch und Koordinationsherausforderungen zwischen den zahlreichen Akteuren (Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Direktvermarkter, Dataprovider).15 Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kritisiert anhaltende Mängel bei der IT-Entwicklung, Prozesslücken und daraus resultierende Liquiditätsengpässe für Anlagenbetreiber.15 Spezifische Probleme betreffen die korrekte bilanzkreisbezogene Abwicklung, Verzögerungen bei der Umsetzung von Übergangslösungen des BDEW und eine unzureichende Berücksichtigung der spezifischen Anforderungen von Biogasanlagen (Wärmeversorgung, Flexibilitätspotenziale) und Batteriespeichern (entgangene Erlöse, Degradation).15

Trotz dieser Schwierigkeiten gibt es Fortschritte. Initiativen wie die DA/RE-Plattform ("Datenaustausch/Redispatch") arbeiten an der Verbesserung einzelner Prozessschritte, beispielsweise bei der Bilanzierung von Redispatch-2.0-Maßnahmen, und haben Meilensteine bei der vollautomatisierten Beschaffung des energetischen Ausgleichs erreicht.17 Dennoch bleiben Herausforderungen in der mess- und regelungstechnischen Umsetzung an einzelnen Anlagen bestehen.17

Die Komplexität und die Anlaufschwierigkeiten von Redispatch 2.0 15 deuten auf eine umfassendere Herausforderung bei der Digitalisierung und Koordination eines stark dezentralisierten Energiesystems hin. Der Übergang von einem System mit wenigen großen Kraftwerken zu einem mit Millionen kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen erfordert einen Paradigmenwechsel im Datenmanagement und in der Betriebsführung. Die aktuellen Probleme zeigen, dass die bestehenden Systeme und Prozesse mit dieser gestiegenen Komplexität noch überfordert sind. Dies ist nicht nur ein technisches IT-Problem, sondern spiegelt die grundsätzliche Schwierigkeit wider, ein wirklich dezentrales Energiesystem, wie es die Energiewende anstrebt, operativ reibungslos umzusetzen.

IV. Zentrale institutionelle Akteure und ihre Beiträge zum Netzmanagement

Eine Vielzahl von Institutionen auf nationaler und europäischer Ebene ist an der Gestaltung und Steuerung des deutschen Strommarktes und der Gewährleistung der Netzstabilität beteiligt. Ihre Rollen, Maßnahmen und Positionen sind entscheidend für den Fortgang der Energiewende.

Bundesnetzagentur (BNetzA)

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) agiert als Regulierungsbehörde für die Strom- und Gasmärkte. Zu ihren Kernaufgaben zählen die Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs, die Überwachung der Versorgungssicherheit und die Aufsicht über die Netzentwicklungsplanung.10

Im Kontext negativer Strompreise und Netzstabilität ergreift die BNetzA folgende Maßnahmen:

Sie überwacht und veröffentlicht Daten zu negativen Preisereignissen.4
Sie ist für die Umsetzung von Redispatch 2.0 zuständig.15
Sie wirkt an der Ausgestaltung von Regeln für EE-Anlagen während negativer Preise mit; so verweist das "Solarspitzengesetz" auf zukünftige Festlegungen der BNetzA für Kleinanlagen.4
Sie initiiert Anpassungen der Netzentgeltstruktur. Ein aktuelles Diskussionspapier befasst sich mit der Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten und der Einführung dynamischer Netzentgelte.19 Zudem sollen ab April 2025 zeitvariable Netzentgelte eingeführt werden.20
Sie verantwortet die Definition von Produkten zur Momentanreserve, einschließlich negativer Momentanreserve (Energieentnahme bei Frequenzanstieg), deren Preise über Gutachten unabhängiger Sachverständiger festgelegt werden.21
Sie publiziert regelmäßig Berichte zur Versorgungssicherheit, die auf Daten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und Expertengutachten basieren.11

VDE (über die Studie "Warmer Lichtsturm" von 50Hertz)

Der Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V. (VDE), insbesondere dessen Energietechnische Gesellschaft (VDE ETG), leistet technisch-wissenschaftliche Beiträge. Die gemeinsam mit dem Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz erstellte Studie "Warmer Lichtsturm – Umgang mit Erzeugungsspitzen aus PV und Wind" liefert eine Expertenanalyse zum Management von Erzeugungsspitzen aus erneuerbaren Energien.3 Der VDE veröffentlicht zudem breiter angelegte Studien wie das "Zukunftsbild Energie".22

Wesentliche Erkenntnisse und Empfehlungen der "Warmer Lichtsturm"-Studie umfassen:

Eine Warnung vor drohenden Systembilanzrisiken durch PV-Überangebot bereits ab 2025, falls keine Gegenmaßnahmen ergriffen werden.3
Die Hervorhebung signifikanter negativer Erlöse aus der EEG-Vermarktung während negativer Preise (für 50Hertz ca. 70 Mio. Euro in 2023, ca. 109 Mio. Euro bis Nov. 2024).3
Die Empfehlung dringender Anpassungen für bestehende große EE-Anlagen in der Direktvermarktung, damit diese umfassend auf negative Preise reagieren.
Vorschläge zur Prüfung dynamischer Einspeisetarife für kleine PV-Anlagen, zur Verbesserung der Steuerbarkeit von Kleinanlagen und zur Nutzung neuer großer Lasten (z.B. Speicher, Wärmepumpen, Elektromobilität) zur Flexibilisierung.3
Sollte eine kurzfristige Steuerbarkeit von PV-Kleinanlagen nicht realisierbar sein, könnten Begrenzungen der Einspeiseleistung notwendig werden.3

ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity)

ENTSO-E koordiniert die europäischen Übertragungsnetzbetreiber, entwickelt gemeinsame Netzkodizes, überwacht die Systemadäquanz und fördert die Integration des grenzüberschreitenden Strommarktes.23

Beiträge und Positionen von ENTSO-E:

Betonung der Bedeutung von Interkonnektoren für Netzstabilität und Resilienz, die gegenseitige Unterstützung bei Störungen (z.B. Sonnenfinsternis, Systemausfälle) ermöglichen.11
Durchführung von Studien zu Gebotszonenkonfigurationen, die die Markteffizienz und grenzüberschreitende Flüsse beeinflussen können (z.B. Analyse einer Aufteilung der deutsch-luxemburgischen Gebotszone, die potenzielle ökonomische Vorteile zeigte).23
Veröffentlichung saisonaler Ausblicke, die vor Risiken wie verbreiteten negativen Preisen im Sommer aufgrund von EE-Überangebot in Europa warnen.9

BMWi/BMWK (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie/Klimaschutz)

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK, ehemals BMWi) gestaltet den politischen und legislativen Rahmen der Energiewende, einschließlich der EE-Ausbauziele, des Marktdesigns und der Netzentwicklungspolitik.7

Maßnahmen und Politiken des BMWK:

Treibt die Ausbauziele für erneuerbare Energien voran.10
Hat das "Solarspitzengesetz" (verabschiedet Jan. 2025, wirksam ab März 2025) initiiert, um die Netzstabilität durch Anpassung der Einspeiseregeln bei negativen Preisen zu erhöhen (Ausweitung auf kleinere Anlagen, Pflicht zu intelligenten Messsystemen).4
Erkennt negative Preise als Folge von EE-Überangebot und inflexiblen konventionellen Kraftwerken an und gibt an, an der Verbesserung der Flexibilitätsrahmenbedingungen zu arbeiten.7
Empfängt Berichte zur Versorgungssicherheit von BNetzA und den ÜNB.11
Wird vom Bundesrechnungshof für langsame Fortschritte beim Zubau von Backup-Kraftwerken und mangelnde Voraussicht bei der Überwachung der Versorgungssicherheit kritisiert.8

Bundesrechnungshof

Der Bundesrechnungshof prüft die Haushalts- und Wirtschaftsführung des Bundes, einschließlich der Effizienz und Wirtschaftlichkeit großer Regierungsprojekte wie der Energiewende.8

Kritik und Empfehlungen des Bundesrechnungshofs:

Die Energiewende sei "nicht auf Kurs"; Ziele für den Ausbau der Windenergie, für Backup-Kraftwerke und den Netzausbau würden verfehlt.8 Der Netzausbau habe einen Rückstand von sieben Jahren und 6.000 Kilometern.
Warnt vor hohen und steigenden Strompreisen für Verbraucher und Industrie, teilweise bedingt durch Systemkosten.8 Prognostiziert massive Investitionskosten für den Netzausbau (über 460 Mrd. Euro bis 2045) und hohe jährliche Kosten für das Engpassmanagement (potenziell 6,5 Mrd. Euro).10
Kritisiert die Bundesregierung dafür, "bezahlbaren Strom" nicht klar definiert zu haben und Risiken für die Versorgungssicherheit unzureichend zu überwachen.8
Fordert die Bundesregierung auf, private Investitionen in erneuerbare Energien, Backup-Kapazitäten und Netze sicherzustellen sowie die Kosten der Energiewende klar zu benennen.10

Zwischen den politischen Entscheidungsträgern (wie dem BMWK), die einen schnellen Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben, und den prüfenden bzw. überwachenden Institutionen (wie dem Bundesrechnungshof und teilweise auch der BNetzA mit ihren Warnungen) ist eine spürbare Spannung und potenzielle Diskrepanz festzustellen. Letztere weisen auf die gravierende infrastrukturelle und finanzielle Unvorbereitetheit für dieses Tempo hin. Das BMWK setzt ambitionierte EE-Ziele 10 und erlässt Gesetze wie das "Solarspitzengesetz" 4, um die Folgen zu managen. Demgegenüber übt der Bundesrechnungshof scharfe Kritik an verfehlten Zielen (Netz, Backup-Kraftwerke), steigenden Kosten und dem Fehlen einer klaren Definition von Bezahlbarkeit.8 Die BNetzA setzt Regulierungen um und überwacht den Markt, signalisiert aber auch Herausforderungen, beispielsweise bei der Implementierung von Redispatch 2.0 15 oder der Notwendigkeit neuer Tarifstrukturen.19 Studien von VDE/50Hertz 3 weisen auf dringende technische Probleme hin, die sich aus dem aktuellen Kurs ergeben. Dieses Muster deutet darauf hin, dass zwar das "Was" (EE-Ausbau) klar definiert ist, das "Wie" (integrierte, kosteneffiziente, zeitnahe Infrastruktur- und Marktanpassung) jedoch hinterherhinkt, was zu Reibungsverlusten und Risiken führt. Die institutionelle Landschaft spiegelt diese Situation wider, wobei einige Akteure auf Geschwindigkeit drängen, während andere auf die Gefahren hinweisen.

Das "Solarspitzengesetz" 4 und die Überlegungen der BNetzA zu neuen Netzentgeltstrukturen 19 können als eher reaktive denn proaktive Antworten auf Probleme wie negative Preise und Netzüberlastung interpretiert werden. Diese Probleme waren jedoch vorhersehbare Folgen der EE-Ausbaustrategie. Dies deutet auf eine Lernkurve in der Politikgestaltung für die Energiewende hin. Negative Preise und Netzbelastungen durch erneuerbare Energien treten seit Jahren vermehrt auf.2 Das "Solarspitzengesetz" 4 adressiert die Problematik negativer Preise direkt durch eine Modifizierung der Einspeiseregeln, mit dem Ziel, unwirtschaftliche Erzeugung zu reduzieren. Der Vorschlag der BNetzA, Einspeiser an den Netzkosten zu beteiligen 19, ist eine Reaktion auf die steigenden Kosten der Netzinfrastruktur, die für die Aufnahme der erneuerbaren Energien notwendig ist. Diese Maßnahmen werden implementiert, nachdem die Probleme signifikant geworden sind, was darauf hindeutet, dass ursprüngliche Politiken diese Nebeneffekte möglicherweise nicht vollständig antizipiert oder adressiert haben.

Tabelle 3: Zusammenfassung der Schlüsselmaßnahmen und Positionen beteiligter Institutionen

Institution	Wesentliche Verantwortlichkeiten (bezogen auf die Anfrage)	Aktuelle Maßnahmen/Positionen zu negativen Preisen & Netzstabilität	Wichtige Berichte/Gesetzgebung
Bundesnetzagentur (BNetzA)	Regulierung, Gewährleistung Netzzugang, Überwachung Versorgungssicherheit, Aufsicht Netzentwicklungsplanung	Überwachung negativer Preise, Umsetzung Redispatch 2.0, Regeln für EE bei negativen Preisen, Vorschläge für Netzentgeltreform (u.a. zeitvariable Entgelte ab 04/2025), Definition Momentanreserve	Monitoringbericht Energie 18, Berichte zur Versorgungssicherheit 11, Konsultationsdokumente (z.B. Momentanreserve 21, Netzentgelte 19)
BMWi/BMWK	Politischer/legislativer Rahmen Energiewende, EE-Ausbauziele, Marktdesign, Netzentwicklungspolitik	Forcierung EE-Ausbau, "Solarspitzengesetz" zur Anpassung Einspeiseregeln bei negativen Preisen, Arbeit an Flexibilitätsrahmenbedingungen	EEG-Novellen (z.B. EEG 2023), Solarspitzengesetz 4, Berichte zur Versorgungssicherheit (basierend auf BNetzA/ÜNB)
VDE / 50Hertz (exemplarisch für ÜNB-Analysen)	Technisch-wissenschaftliche Expertise (VDE ETG), Netzbetrieb und -planung (50Hertz)	Studie "Warmer Lichtsturm": Warnt vor Systembilanzrisiken durch PV, hohe Negativerlöse EEG-Vermarktung, fordert Anpassung für Bestands-EE, Nutzung Flexibilitätspotenziale	"Warmer Lichtsturm" Studie 3, VDE "Zukunftsbild Energie" 22
ENTSO-E	Koordination europ. ÜNB, Netzkodizes, Systemadäquanz, Marktintegration	Betonung Interkonnektoren, Studien zu Gebotszonen, saisonale Ausblicke (Warnung vor europaweiten negativen Preisen)	Bidding Zone Reviews 23, Seasonal Outlooks 9, Stellungnahmen zu Netzstabilität (z.B. bei Sonnenfinsternis 24)
Bundesrechnungshof	Prüfung der Wirtschaftlichkeit und Effizienz staatlicher Maßnahmen	Energiewende "nicht auf Kurs", Kritik an verfehlten Zielen (Netzausbau, Backup-Kraftwerke), steigenden Kosten, mangelnder Definition "bezahlbarer Strom"	Sonderberichte zur Energiewende 8

Quellen: Synthese aus 3

V. Das Dilemma: Priorisierung von Netzstabilität versus Kostenkontrolle der Netze

Die Energiewende konfrontiert Deutschland mit einem fundamentalen Dilemma: Wie kann die notwendige Netzstabilität unter dem Eindruck massiv steigender und volatiler Einspeisung aus erneuerbaren Energien gewährleistet werden, ohne dass die Kosten für Netzausbau und -betrieb eskalieren?

Analyse steigender Netzkosten und Investitionsbedarfe

Der Umbau des Energiesystems erfordert immense Investitionen in die Stromnetze. Der Bundesrechnungshof beziffert den Investitionsbedarf bis 2045 auf über 460 Milliarden Euro allein für die Stromnetze.10 Davon entfallen rund 50 Milliarden Euro bis 2030 auf die Übertragungsnetze.6 Hinzu kommen erhebliche und steigende Kosten für das Engpassmanagement, insbesondere für Redispatch-Maßnahmen. Der Bundesrechnungshof prognostiziert hierfür jährliche Kosten von potenziell 6,5 Milliarden Euro 10 und verweist in Infografiken auf "steigende Kosten für Netzengpassmanagement".8

Diese Kosten werden letztlich über die Netzentgelte an die Stromverbraucher – Haushalte und Industrie – weitergegeben und stellen einen signifikanten Bestandteil des Endkundenpreises dar.8 Der Bundesrechnungshof stellt fest, dass der stärkste Anstieg der Netzentgelte bei Industriekunden zu verzeichnen ist.8 Die Bundesregierung hat in der Vergangenheit bereits interveniert, um die Netzentgelte zu stabilisieren (z.B. mit 12,8 Mrd. Euro aus dem Wirtschaftsstabilisierungsfonds 2023 und geplanten 5,5 Mrd. Euro für 2024, die jedoch gestrichen wurden). Dies zeigt die politische Sensibilität der Kostenfrage und das Eingeständnis, dass die Preise ohne staatliche Eingriffe als zu hoch erachtet würden.10

Evidenz der Prioritätensetzung in Politik und Praxis

Die Aufrechterhaltung der Netzstabilität hat oberste Priorität. Das grundlegende (n-1)-Sicherheitsprinzip für den Netzbetrieb 11 sowie die umfangreichen Maßnahmen für Redispatch 11 und Netzreserven 21 belegen, dass die Gewährleistung der Betriebssicherheit als nicht verhandelbar gilt. Die Bundesnetzagentur stuft die Wahrscheinlichkeit von Brownouts (kontrollierte Stromabschaltungen) aufgrund der guten Vorbereitung der Netzbetreiber als sehr gering ein.11

Gleichzeitig wächst die Besorgnis über die Kosten. Die wiederholten Warnungen des Bundesrechnungshofs vor eskalierenden Kosten und dem Fehlen einer Definition für eine "bezahlbare Stromversorgung" 8 machen deutlich, dass die Kostenseite ein gravierendes Problem darstellt, auch wenn in operativen Entscheidungen die unmittelbare Stabilität Vorrang haben mag.

Das "Solarspitzengesetz" 4 und die Diskussionen der BNetzA über eine Reform der Netzentgeltstruktur 19 lassen sich als Versuche interpretieren, beide Aspekte zu adressieren: die Stabilität durch Reduktion der Überschusseinspeisung bei negativen Preisen zu verbessern und die Kosten möglicherweise direkter den Verursachern oder Nutznießern der Netznutzung zuzuordnen. Der Vorschlag, Einspeiser an den Netzkosten zu beteiligen 19, ist ein klares Beispiel für den Versuch, die Kostenlasten zu steuern. Auch die EEG-Novelle 2023, die für Neuanlagen die Förderung bei negativen Preisen streicht, zielt darauf ab, die Systemkosten durch die Vermeidung unwirtschaftlicher Einspeisungen zu senken.1

Der aktuelle Ansatz scheint die unmittelbare operative Netzstabilität durch oft teure, reaktive Maßnahmen (wie Redispatch) zu priorisieren, während die langfristige Kosteneffizienz durch proaktive Infrastrukturinvestitionen und Marktdesignreformen hinterherhinkt. Dies schafft eine Situation, in der die kurzfristige Sicherheit zu potenziell untragbaren langfristigen wirtschaftlichen Kosten aufrechterhalten wird – ein Kernkritikpunkt des Bundesrechnungshofs. Die Netzstabilität ist zwar von überragender Bedeutung, da Stromausfälle politisch und wirtschaftlich inakzeptabel sind.11 Maßnahmen wie Redispatch 2.0 werden implementiert, um dies sicherzustellen, trotz ihrer hohen Kosten und Implementierungsprobleme.8 Proaktive, langfristige Lösungen wie der Netzausbau sind jedoch erheblich verzögert 8, was die Abhängigkeit von teureren, kurzfristigen Korrekturen erzwingt. Der Fokus des Bundesrechnungshofs auf eskalierende Kosten 10 deutet auf dieses Ungleichgewicht hin. Folglich wird die Stabilität zwar nicht den Kosten geopfert, aber die Methode zur Erreichung der Stabilität ist aufgrund von Verzögerungen bei grundlegenden Investitionen möglicherweise nicht die kosteneffizienteste auf lange Sicht.

Die Debatte darüber, ob Stromeinspeiser zu den Netzkosten beitragen sollen 19, signalisiert einen potenziellen Paradigmenwechsel in der Kostenallokation. Historisch wurde die Einspeisung aus erneuerbaren Energien gefördert und war oft von solchen Gebühren befreit. Diese mögliche Änderung spiegelt die wachsende Belastung wider, die erneuerbare Energien für das Netz darstellen, und ist ein Versuch, das Verursacher- oder Nutzerprinzip stärker anzuwenden. Die EE-Expansion erfordert erhebliche Netzmodernisierungen und Betriebskosten.6 Derzeit werden diese Kosten über allgemeine Netzentgelte sozialisiert, die von den Verbrauchern getragen werden. Der Vorschlag der BNetzA 19, Einspeiser an den Kosten zu beteiligen, deutet auf eine Verschiebung hin, um einige dieser Kosten direkt den Erzeugern zuzuordnen, die die Netzdienstleistungen beanspruchen. Dies könnte die Wirtschaftlichkeit von EE-Projekten beeinflussen, zielt aber auf eine gerechtere Verteilung der Netzkosten ab und reflektiert den Wandel des Netzes von einem unidirektionalen zu einem bidirektionalen System.

VI. Implementierte und vorgeschlagene Maßnahmen zur Erhöhung der Netzresilienz

Zur Bewältigung der Herausforderungen durch die Energiewende und zur Stärkung der Netzstabilität werden in Deutschland vielfältige Maßnahmen auf technologischer, marktlicher und regulatorischer Ebene verfolgt.

Technologische Lösungen

Smart Grids und Smart Meter: Intelligente Netze (Smart Grids) und intelligente Messsysteme (Smart Meter) sind unerlässlich für eine dynamische Steuerung der Stromflüsse. Sie ermöglichen die Verknüpfung von Erzeugung, Speicherung und Verbrauch, um Schwankungen auszugleichen und den Netzbetrieb effizienter zu gestalten.6 Das "Solarspitzengesetz" sieht eine Pflicht für Smart Meter bei neuen EE-Anlagen vor.4 Allerdings verläuft der Rollout von Smart Metern in Deutschland schleppend, was die Einführung dynamischer Tarife und ein fortschrittliches Netzmanagement behindert.19
Ausbau von Speicherkapazitäten: Speicher sind entscheidend, um Überschüsse aus erneuerbaren Energien aufzunehmen und bei Bedarf wieder ins Netz einzuspeisen. Bis 2030 wird ein Bedarf von 100 GWh prognostiziert.6 Die Kosten für Batteriespeicher sinken kontinuierlich (Prognose: von ca. 300 Euro/kWh heute auf unter 100 Euro/kWh bis 2030), was sie für verschiedene Anwendungsbereiche attraktiver macht.1
Power-to-X (P2X): Technologien wie die Elektrolyse zur Erzeugung von grünem Wasserstoff während negativer Preisphasen eröffnen neue Flexibilitätsoptionen und Möglichkeiten der Sektorkopplung.1
Netzausbau und -modernisierung: Dies umfasst den Bau von HGÜ-Leitungen, die Optimierung bestehender Infrastruktur und den Neubau von Leitungen.6 Agora Energiewende schlägt vor, das Bestandsnetz für eine höhere Auslastung zu modernisieren und den Betrieb zu automatisieren.27

Marktwirtschaftliche Instrumente

Demand-Side-Management (DSM) / Demand Response (DR): Hierbei werden Verbraucher, insbesondere aus der Industrie, dazu angeregt, ihren Stromverbrauch an Preissignale oder Netzerfordernisse anzupassen.12 Potenziale bestehen in vielen Branchen (z.B. Papier-, Metall-, Chemieindustrie), sofern Prozesse über Zwischenspeicher oder inhärente Flexibilität verfügen.29
Herausforderungen für DSM: Hohe Anfangsinvestitionen für die Steuerbarkeit, Notwendigkeit von Prozessanpassungen, Gewährleistung der Zuverlässigkeit und oft komplexe Marktteilnahme. Das Potenzial wird möglicherweise überschätzt; realistische kurzfristige Potenziale liegen eher bei 3 GW, während die Bundesregierung von 5-15 GW ausgeht.30
Dynamische Stromtarife: Seit 2025 sind alle Stromversorger verpflichtet, dynamische Tarife anzubieten.1 Diese geben Schwankungen der Großhandelsmarktpreise, einschließlich negativer Preise, direkt an die Verbraucher weiter und schaffen so Anreize zur Lastverschiebung.1 Die Akzeptanz und das Wissen der Verbraucher über diese Tarife sind jedoch noch gering, was auch auf den langsamen Smart-Meter-Rollout zurückzuführen ist.20
Zeitvariable Netzentgelte: Diese sollen ab April 2025 eingeführt werden und finanzielle Anreize bieten, Netzengpässe zu vermeiden.20 Die BNetzA diskutiert zudem über anspruchsvollere dynamische Netzentgelte, die sich nach Ort, Zeit und Netzzustand richten.19

Legislative und regulatorische Anpassungen

EEG-Reform 2023 & "Solarspitzengesetz" 2025: Anpassung der Förderungen und Einspeiseregeln während negativer Preise zur Förderung marktkonformen Verhaltens und zur Reduktion der Netzbelastung.1
Beschleunigung von Genehmigungsverfahren: Es gibt Bestrebungen, die Genehmigungsverfahren für Netzprojekte zu beschleunigen (z.B. durch das Energiesofortmaßnahmenpaket und das Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus), diese müssen jedoch weiter intensiviert werden.6
Momentanreserveprodukte: Die BNetzA definiert Produkte wie die "Negative Momentanreserve", um die Systemstabilität zu erhöhen.21

Obwohl eine Fülle von technologischen und marktbasierten Lösungen vorgeschlagen und implementiert wird, hängt ihr gemeinsamer Erfolg entscheidend von der Überwindung "weicher" Barrieren ab. Dazu zählen regulatorische Verzögerungen, eine langsame Umsetzung (z.B. bei Smart Metern) und die gesellschaftliche Akzeptanz (z.B. beim Netzausbau). Das technische Potenzial übersteigt oft die gesellschaftlich-politisch-regulatorische Kapazität für eine schnelle Implementierung. Es existieren viele vielversprechende Technologien (Smart Grids, Speicher, P2X) 1, und es werden Marktmechanismen entwickelt (dynamische Tarife, DSM).1 Jedoch ist der Rollout von Smart Metern, der für viele dieser Ansätze entscheidend ist, langsam.19 Der Netzausbau stößt auf Genehmigungsverzögerungen und öffentlichen Widerstand.6 Die Einführung von DSM sieht sich wirtschaftlichen und operativen Hürden für Unternehmen gegenüber.29 Dies impliziert, dass die reine Identifizierung technischer Lösungen nicht ausreicht; der Implementierungsrahmen und die Adressierung nicht-technischer Barrieren sind ebenso, wenn nicht sogar kritischer für den Erfolg.

Die verpflichtende Einführung dynamischer Tarife 1 und zeitvariabler Netzentgelte 20 stellt einen fundamentalen Wandel dar, indem Verbraucher (sowohl industrielle als auch private) Echtzeit-Marktsignalen ausgesetzt werden. Dies ist ein notwendiger Schritt zur Erschließung von Nachfrageflexibilität, birgt aber auch Risiken für vulnerable Verbraucher, wenn er nicht sorgfältig gestaltet wird. Dynamische Tarife geben die Volatilität der Großhandelspreise weiter 1, was Anreize schafft, den Verbrauch in Niedrigpreis- (oder Negativpreis-) Perioden zu verlagern und Hochpreisperioden zu meiden. Diese freigesetzte Flexibilität kann helfen, das Netz zu stabilisieren und erneuerbare Energien zu integrieren.20 Verbraucher mit unflexiblem Bedarf oder mangelndem Verständnis bzw. fehlenden Werkzeugen (intelligente Haushaltsgeräte, Energiemanagementsysteme) könnten jedoch mit höheren Rechnungen konfrontiert werden oder nicht von den Vorteilen profitieren können.1 Dies verdeutlicht ein potenzielles Gerechtigkeitsproblem.

VII. Investitionen von Verbrauchern in Batterien: Eine umsichtige Strategie?

Angesichts steigender Strompreisschwankungen und der zunehmenden Verbreitung dynamischer Tarife stellt sich für private Haushalte und Unternehmen die Frage, ob sich Investitionen in Batteriespeicher lohnen.

Wirtschaftlichkeit für Haushalte und Unternehmen

Für Unternehmen: Die Investition in Batteriespeicher kann sich für Unternehmen rentieren, indem sie in Zeiten negativer oder niedriger Preise geladen und bei hohen Preisen entladen werden, beispielsweise zur Deckung von Lastspitzen (Peak Shaving) oder zur Einspeisung ins Netz.1 Ein Fallbeispiel zeigt, dass sich eine Investition von 200.000 Euro durch geringere Stromkosten und Erlöse aus der Netzeinspeisung innerhalb von drei Jahren amortisierte.1 Für Unternehmen mit einem Jahresverbrauch von über 6.000 Kilowattstunden sind Smart Meter seit 2025 verpflichtend, was solche Strategien erleichtert.1
Für Haushalte: Die Verbraucherzentrale warnt, dass für normale Haushalte das Risiko von Preisspitzen bei flexiblen Tarifen die Vorteile überwiegen könnte, da ihre Möglichkeiten zur zeitlichen Lastverschiebung begrenzt sind.1 Für Haushalte mit hohem und flexiblem Stromverbrauch (z.B. durch Elektroautos, Wärmepumpen) können dynamische Tarife in Kombination mit Batterien jedoch zu Einsparungen führen.20 Photovoltaikanlagen mit Speicher entwickeln sich zum Standard im Ein- und Zweifamilienhaus und amortisieren sich typischerweise nach 10 bis 15 Jahren.31 Sie erhöhen den Eigenverbrauchsanteil des Solarstroms von ca. 30 % auf 50 % bis 80 %.31

Einfluss dynamischer Tarife und sinkender Batteriekosten

Dynamische Stromtarife, die seit 2025 von allen Versorgern angeboten werden müssen 1, erhöhen die Attraktivität von Batteriespeichern, da sie Arbitragemöglichkeiten schaffen (günstig laden, teuer nutzen oder verkaufen). Parallel dazu sinken die Kosten für Batterien erheblich: von derzeit etwa 300 Euro/kWh auf voraussichtlich unter 100 Euro/kWh bis 2030.1 Aktuell liegen die Kosten für Heimspeicher bei etwa 600 bis 800 Euro/kWh, wobei kleinere Systeme tendenziell teurer sind. Ein Heimspeicher mit 10 bis 12 kWh Kapazität kostet zwischen 6.000 und 8.000 Euro.31 Moderne Lithium-Batterien weisen hohe Wirkungsgrade (95-100 %) auf und können eine Lebensdauer von 20 Jahren (entsprechend 5.000 bis 10.000 Ladezyklen) erreichen.31

Zu berücksichtigende Aspekte

Trotz der positiven Entwicklungen sind die Investitionskosten für Heimspeicher für viele Haushalte noch relativ hoch.31 Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit sind das individuelle Verbrauchsprofil und die Fähigkeit zur Lastverschiebung. Technische Aspekte wie 1-phasige versus 3-phasige Systeme und die Unterscheidung zwischen nutzbarer und nominaler Speicherkapazität müssen ebenfalls beachtet werden.32

Die Rentabilität von Verbraucher-Batterieinvestitionen ist zunehmend an die erfolgreiche Einführung und Akzeptanz von Smart Metern und dynamischen Tarifen gekoppelt. Ohne diese Technologien sind die finanziellen Vorteile von Batterien deutlich geringer, da Verbraucher nicht einfach auf Preissignale reagieren können, um das Laden und Entladen zu optimieren. Batterien sparen Geld, indem sie die Nutzung von selbst erzeugtem Solarstrom ermöglichen 31 oder indem sie Preisunterschiede am Strommarkt ausnutzen (günstig laden, teuer nutzen).1 Dynamische Tarife liefern die notwendigen Preissignale für diese Arbitrage.1 Smart Meter sind wiederum unerlässlich für die Implementierung dynamischer Tarife und die genaue Messung des zeitvariablen Verbrauchs und der Einspeisung.1 Daher stellt der langsame Smart-Meter-Rollout in Deutschland 19 ein direktes Hindernis für die Maximierung des Nutzens von Verbraucher-Batterieinvestitionen dar, insbesondere im Hinblick auf die Arbitrage von Netzstrompreisen.

Eine weit verbreitete Nutzung von Verbraucherbatterien, obwohl vorteilhaft für einzelne Prosumer und potenziell für die lokale Netzstabilität (wenn aggregiert und gesteuert, z.B. über virtuelle Kraftwerke), könnte auch neue Komplexitäten für das Netzmanagement mit sich bringen, wenn sie nicht richtig integriert und angereizt wird. Unkoordiniertes Laden und Entladen im großen Stil könnte neue, unvorhergesehene Lastmuster erzeugen. Batterien verschieben Lasten und können Strom ins Netz einspeisen.1 Wenn viele Batterien gleichzeitig laden (z.B. an einem sonnigen Nachmittag mit niedrigen Preisen) oder gleichzeitig entladen (z.B. während der abendlichen Lastspitze), könnte dies neue Lastrampen und Belastungen für das lokale Verteilnetz erzeugen. Obwohl Batterien im Allgemeinen als Lösung angesehen werden, erfordert ihre unkoordinierte Masseneinführung eine sorgfältige Berücksichtigung der lokalen Netzkapazitäten und der Notwendigkeit intelligenter Lade-/Entladestrategien, die von Netzbetreibern oder Aggregatoren orchestriert werden. Dies unterstreicht die Notwendigkeit von politischen Rahmenbedingungen, die nicht nur die Anschaffung von Batterien fördern, sondern auch deren netzdienlichen Betrieb sicherstellen.

Tabelle 4: Kosten-Nutzen-Betrachtung für Verbraucher-Batterieinvestitionen

Verbrauchertyp	Typische Investitionskosten	Wesentliche Vorteile	Wesentliche Kosten/Risiken	Amortisationszeitraum (Schätzungen)
Unternehmen	Variabel, z.B. 200.000 € für System mit Amortisation in 3 J. 1	Peak Shaving, Arbitrage mit dynamischen Tarifen, Notstromversorgung, Erhöhung Eigenverbrauch PV	Hohe Anfangskosten, Abhängigkeit von Preisvolatilität, Degradation	3 Jahre (Beispiel 1) bis länger, stark fallabhängig
Haushalte (mit PV-Anlage)	Ca. 600-800 €/kWh Speicherkapazität; 10-12 kWh System: 6.000-8.000 € 31	Erhöhung Eigenverbrauch PV (von ~30% auf 50-80% 31), Arbitrage mit dynamischen Tarifen (bei Flexibilität), Notstrom (bedingt)	Relativ hohe Anfangskosten, Rentabilität stark von individuellem Verbrauchsmuster und Flexibilität abhängig, Risiko bei unflexiblen Tarifen 1, Degradation	10-15 Jahre für PV-Anlage mit Speicher 31
Haushalte (ohne PV, für Netzstrom-Arbitrage)	Ähnlich wie bei PV-Speicher	Arbitrage mit dynamischen Tarifen (bei Flexibilität)	Anfangskosten, stark abhängig von Preis-Spreads und Smart-Meter-Verfügbarkeit, Risiko bei mangelnder Flexibilität 1	Stark variabel, oft länger als bei PV-Eigenverbrauch

Quellen: 1

VIII. Europäische Nachbarn: Vergleichende Strategien und grenzüberschreitende Implikationen

Die Herausforderungen der Energiewende, insbesondere der Umgang mit volatiler EE-Erzeugung und die Gewährleistung der Netzstabilität, sind keine rein deutschen Phänomene. Auch die europäischen Nachbarländer entwickeln Strategien, um diesen komplexen Anforderungen zu begegnen.

Ansätze in ausgewählten EU-Ländern (Dänemark, Niederlande, Österreich)

Dänemark: Verfolgt ambitionierte Ziele für erneuerbare Energien (100 % erneuerbarer Strom bis 2030) und strebt an, Nettoexporteur grüner Energie zu werden.33 Der Fokus liegt auf einem signifikanten Ausbau der Netzinfrastruktur (Onshore und Offshore, Energieinseln) und der Sektorkopplung (Power-to-X, grüne Gase).34 Das nationale Energiekrisenteam NEKST konzentriert sich auf den Ausstieg aus der Gasnutzung in Haushalten, den Ausbau von Onshore-EE und die Beschleunigung des Netzausbaus.34 Es wird erwartet, dass die Biogasproduktion bis 2030 den Verbrauch übersteigt, was Exporte ermöglicht.34
Niederlande: Schafft das Net-Metering-System (Salderingsregeling) bis 2027 schrittweise ab, um eine intelligentere Steuerung der Solareinspeisung zu fördern und zu einer vergütungsbasierten Regelung für Überschussstrom überzugehen.35 Es wird ein erhebliches Wachstum der Batteriekapazitäten (6,7 GW bis 2030, 15,8 GW bis 2035) und von Langzeitspeichertechnologien (LDES) erwartet.36 Der Übertragungsnetzbetreiber TenneT warnt vor Risiken für die Versorgungssicherheit nach 2030 aufgrund abnehmender steuerbarer Kapazitäten und steigender Nachfrage und fordert dringende Investitionen in Flexibilität, Speicher und steuerbare Leistung.36
Österreich: War in jüngster Zeit Nettoimporteur von Strom, teilweise bedingt durch eine im Vergleich zum Vorjahr geringere EE-Erzeugung.37 Das Land ist mit Netzüberlastungsproblemen konfrontiert, die eine Abregelung von EE-Anlagen und den Einsatz thermischer Kraftwerke erfordern, was Kosten verursacht.37 Die Regierung zielt darauf ab, die Energiekosten zu senken und das Netz auszubauen, um die industrielle Wettbewerbsfähigkeit zu stärken.38

Breitere EU-Trends und ENTSO-E-Warnungen

ENTSO-E warnt vor verbreiteten negativen Strompreisen in Europa im Sommer aufgrund von EE-Überangebot und drängt auf strategische Planung und Koordination.9 Für isolierte Systeme wie Zypern, Irland und Malta werden Risiken für die Versorgungssicherheit hervorgehoben.9 Die Bedeutung von Interkonnektoren für die gegenseitige Unterstützung und Marktintegration wird durchweg betont.11 Die EU strebt an, die Interkonnektivität zu nutzen, um ihre Nachbarschaft zu stabilisieren und den Ausbau erneuerbarer Energien voranzutreiben.25

Bedeutung von Interkonnektoren und europäischer Marktintegration

Der grenzüberschreitende Stromhandel über Interkonnektoren erhöht die Versorgungssicherheit, ermöglicht die gemeinsame Nutzung von Erzeugungsressourcen und kann helfen, EE-Überschüsse und -Defizite auszugleichen, was potenziell die Kosten der Energiewende senkt.6 Die Studien von ENTSO-E zur Gebotszonenkonfiguration untersuchen, wie unterschiedliche Marktzonenzuschnitte die Effizienz und die Stromflüsse beeinflussen. Beispielsweise zeigte eine Studie, dass die Aufteilung der deutsch-luxemburgischen Gebotszone in fünf Zonen die höchste wirtschaftliche Effizienz unter den analysierten Alternativen aufwies.23 Dies deutet auf laufende Bemühungen zur Optimierung der europäischen Marktstruktur hin.

Obwohl jedes Land spezifische nationale Strategien verfolgt, bedeutet die zunehmende Verflechtung der europäischen Strommärkte, dass nationale Herausforderungen (wie die negativen Preise in Deutschland) und Lösungen (wie Dänemarks P2X-Strategie oder der niederländische Speicherausbau) erhebliche grenzüberschreitende Spillover-Effekte haben werden. Dies unterstreicht die Notwendigkeit einer verstärkten Koordination auf EU-Ebene, nicht nur bei den Marktregeln, sondern auch bei der Infrastrukturplanung und dem Einsatz von Flexibilität, um ein "Beggar-thy-Neighbor"-Szenario mit EE-Überschüssen zu vermeiden. Europäische Netze sind stark miteinander verbunden.11 Negative Preise in einem großen Markt wie Deutschland können benachbarte Märkte durch den grenzüberschreitenden Handel beeinflussen. ENTSO-E warnt bereits vor verbreiteten negativen Preisen 9, was auf ein kontinentales Problem hindeutet. Wenn Länder gleichzeitig versuchen, Überschüsse zu exportieren, ohne über ausreichende koordinierte nachfrageseitige Flexibilität oder Speicher über die Grenzen hinweg zu verfügen, könnte dies zu systemweiter Instabilität oder ineffizienter Abregelung führen. Umgekehrt könnten koordinierte Investitionen in grenzüberschreitende Flexibilität (z.B. gemeinsam genutzte Speicher, P2X-Hubs) effizienter sein als rein nationale Ansätze.

Die unterschiedlichen Ansätze zum Management von Solar-PV-Überschüssen (z.B. die Abschaffung des Net-Meterings in den Niederlanden im Vergleich zum deutschen "Solarspitzengesetz") verdeutlichen unterschiedliche nationale Philosophien beim Ausgleich von Prosumer-Anreizen und Netzstabilitätsanforderungen. Es gibt noch kein einheitliches "europäisches Modell" für die Integration der dezentralen Erzeugung. Die Niederlande bewegen sich weg vom Net-Metering, um den Eigenverbrauch oder eine intelligentere Einspeisung zu fördern, was einen stärkeren Fokus auf Prosumer impliziert, die ihren eigenen Überschuss managen.35 Deutschlands "Solarspitzengesetz" 4 und die EEG-Reformen 1 konzentrieren sich darauf, die Einspeisung während negativer Preise unattraktiv zu machen, eine direktere Intervention, um das Gesamtsystem vor Überangebot zu schützen. Diese unterschiedlichen Ansätze spiegeln unterschiedliche nationale Prioritäten, bestehende Infrastrukturen und die politische Ökonomie rund um dezentrale erneuerbare Energien wider.

Tabelle 5: Vergleichender Überblick über Strategien zur Netzstabilität / Überschussbewältigung in ausgewählten EU-Nachbarländern

Land	Wichtige EE-Ziele	Primäre Herausforderungen	Schlüsselstrategien für Überschuss/Stabilität	Bemerkenswerte politische Initiativen
Dänemark	100% erneuerbarer Strom bis 2030, Nettoexporteur grüner Energie 33	Integration großer Mengen Windkraft, Netzengpässe	Massiver Netzausbau (On-/Offshore, Energieinseln), Sektorkopplung (P2X, grüne Gase), Flexibilitätsmärkte 34	Nationale Energiekrisestab (NEKST), Ziel 100% grüne Gase bis 2030 34
Niederlande	Hoher EE-Anteil, Reduktion Gasabhängigkeit	Netzengpässe (v.a. durch Solar-PV), abnehmende steuerbare Kapazität 36	Abschaffung Net-Metering bis 2027 35, Ausbau Batteriekapazitäten (Ziel 15,8 GW bis 2035), LDES-Technologien, Stärkung Interkonnektoren 36	Security of Supply Monitor (TenneT), Förderung von Flexibilität und Speichern 36
Österreich	Ausbau EE (v.a. Wasser, Wind, PV)	Importabhängigkeit (zeitweise), Netzüberlastungen, Kosten Redispatch 37	Netzausbau, verbesserte Koordination, Reduktion Energiekosten 37	Regierungspläne zur Überarbeitung des Energiemarktes, Fokus auf Netzausbau zur Kostenreduktion 38

Quellen: 9

IX. Ausblick und strategische Empfehlungen

Die zunehmende Häufigkeit negativer Strompreise in Deutschland ist ein Symptom der tiefgreifenden Transformation des Energiesystems. Sie verdeutlicht die dringende Notwendigkeit, den rapiden Ausbau erneuerbarer Energien mit einer ebenso ambitionierten Weiterentwicklung der Netzinfrastruktur, der Flexibilitätsoptionen und der Marktmechanismen zu synchronisieren. Die Analysen von Institutionen wie dem VDE/50Hertz 3 und dem Bundesrechnungshof 8 unterstreichen, dass ohne entschlossenes Handeln sowohl die Netzstabilität als auch die Bezahlbarkeit der Energieversorgung gefährdet sind.

Die kommenden vier bis fünf Jahre werden entscheidend sein, um die Weichen richtig zu stellen. Folgende strategische Empfehlungen leiten sich aus der Analyse ab:

Beschleunigung des Netzinfrastrukturausbaus: Dies bleibt die Achillesferse der Energiewende. Genehmigungsverfahren müssen drastisch gestrafft, Finanzierungsmechanismen gesichert und die öffentliche Akzeptanz für notwendige Projekte aktiv gefördert werden. Ohne leistungsfähige Netze können erneuerbare Energien nicht effizient genutzt werden, was zu Ineffizienzen wie negativen Preisen und hohen Redispatch-Kosten führt.
Priorisierung des Flexibilitätsausbaus: Es bedarf einer konzertierten Anstrengung zur Förderung und zum Ausbau aller Formen von Flexibilität. Dazu gehören großtechnische und dezentrale Speicher, ein vereinfachter Marktzugang für industrielles und gewerbliches Demand-Side-Management, die Weiterentwicklung von Power-to-X-Technologien und der Aufbau einer intelligenten Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge.
Weiterentwicklung des Marktdesigns: Die Marktmechanismen müssen kontinuierlich angepasst werden, um den Wert von Flexibilität und die lokalen Energiebedarfe besser abzubilden. Dynamische Tarife, zeitvariable und möglicherweise standortbezogene Netzentgelte sowie adäquate Anreize für Abregelung und schnelles Hoch- und Herunterfahren von Anlagen sind hierbei Schlüsselelemente.
Stärkung der europäischen Zusammenarbeit: Die Herausforderungen der Energiewende machen nicht an nationalen Grenzen halt. Eine proaktive Beteiligung an der EU-weiten Koordination bei der grenzüberschreitenden Infrastrukturplanung, der Harmonisierung von Marktregeln und der gemeinsamen Nutzung von Flexibilitätsressourcen ist unerlässlich, um Synergien zu heben und negative Spillover-Effekte zu minimieren.
Investitionen in Digitalisierung und intelligente Technologien: Der zügige Rollout von Smart Metern und die Entwicklung robuster Datenmanagementplattformen sind Grundvoraussetzungen für ein intelligentes und reaktionsfähiges Stromnetz der Zukunft. Nur so können die Potenziale von dezentralen Anlagen und flexiblen Verbrauchern voll ausgeschöpft werden.
Handlungsempfehlungen für Verbraucher und Unternehmen: Angesichts der Einführung dynamischer Tarife sollten Verbraucher und Unternehmen ihr individuelles Potenzial für flexible Stromnutzung und Investitionen in Eigenerzeugung und Speicher prüfen. Insbesondere für Haushalte mit begrenzter Flexibilität ist jedoch eine sorgfältige Analyse und Vorsicht geboten, um finanzielle Nachteile zu vermeiden.
Gewährleistung politischer Kohärenz: Es muss eine stärkere Abstimmung zwischen den Zielen für den EE-Ausbau, den Plänen für die Infrastrukturentwicklung und den Marktreformen erfolgen, um die derzeitigen Diskrepanzen und Ineffizienzen zu überwinden. Die Forderung des Bundesrechnungshofs nach einer klaren Definition "bezahlbarer Energie" und robusten Kosten-Nutzen-Analysen für alle Maßnahmen sollte aufgegriffen werden, um eine transparente und nachvollziehbare Energiewendepolitik zu gewährleisten.

Die Bewältigung der beschriebenen Herausforderungen erfordert einen ganzheitlichen Ansatz, der technologische Innovationen, marktwirtschaftliche Anreize und einen unterstützenden regulatorischen Rahmen intelligent miteinander verknüpft. Nur so kann die Energiewende in Deutschland erfolgreich, sicher und wirtschaftlich tragfähig gestaltet werden.