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03.01.2020

06:50

Die Schwankungen in der Stromproduktion verursachen auch Schwankungen beim Marktpreis. dpa

Windpark vor der Nordseeküste

Die Schwankungen in der Stromproduktion verursachen auch Schwankungen beim Marktpreis.

Negativer Strompreis

Die Energie-Industrie muss Strom immer häufiger verschenken

Von: Klaus Stratmann

In Deutschland wird immer wieder überschüssiger Strom im Großhandel verramscht. Die Abnehmer erhalten sogar Geld obendrauf. Dabei markiert das Jahr 2019 einen Rekord.

Berlin Der 8. Juni des vergangenen Jahres war für den Stromgroßhandel ein besonderer Tag: An jenem Samstag fiel der Preis im kurzfristigen Stromgroßhandel nicht nur in Richtung Null-Linie, sondern noch deutlich darüber hinaus: Wer am 8. Juni zwischen 14 und 15 Uhr bereit war, eine Megawattstunde (MWh) Strom abzunehmen, erhielt 90,01 Euro als Belohnung.

Dieser Wert markiert nach Auswertungen der Bundesnetzagentur den höchsten negativen Strompreis des vergangenen Jahres. Im Jahr zuvor hatte der Spitzenwert 76 Euro betragen.

Negative Strompreise sind seit September 2008 an der Strombörse zulässig. Sie treten seitdem immer wieder auf. Dabei markiert das Jahr 2019 einen Rekord. Nach Auswertungen der Bundesnetzagentur, die dem Handelsblatt vorliegen, gab es 2019 insgesamt 211 Stunden mit negativen Preisen im kurzfristigen Stromgroßhandel – mehr als je zuvor.

2018 waren es 134 Stunden, 2017 lag der Wert bei 146 Stunden, nach 97 und 126 Stunden in den Jahren zuvor. Vor 2015 waren die Werte durchgehend niedriger, sie bewegten sich zwischen 15 und 71 Stunden.

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    Die Bundesnetzagentur verfügt zwar über Daten über die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen, nicht jedoch über die Zahl der in dieser Zeit gehandelten Megawattstunden und folglich auch nicht über die Gesamtsumme der gezahlten negativen Preise. Damit lässt sich nicht beziffern, wie hoch die Gesamtkosten negativer Strompreise im vergangenen Jahr lagen.

    Grafik

    Die Ursachen für die Entwicklung sind vielschichtig – und rücken einige Baustellen der Energiewende in den Fokus: Das Zusammenspiel von erneuerbaren Energien, fossilen Kraftwerken und Netzen funktioniert nicht immer reibungslos.

    Wenn an einem stürmischen und sonnenreichen Tag mit geringer Nachfrage der Strom aus den Windparks und Photovoltaikanlagen in die Netze drückt, können die konventionellen Kraftwerke nicht schnell genug heruntergefahren werden, um Platz für den Strom aus erneuerbaren Quellen zu schaffen. Einige Kraftwerksbetreiber wollen ihre Anlagen auch gar nicht runterfahren, weil sie Lieferverpflichtungen erfüllen müssen, die stärker wirken als die Preissignale des Stromgroßhandels.

    Allerdings kann man die konventionellen Kraftwerke auch nicht beliebig runterfahren. Die insbesondere von der Erneuerbaren-Branche vorgetragene Kritik, die konventionellen Anlagen seien nicht flexibel genug und blockierten somit die Netze, wird daher von Fachleuten zurückgewiesen. Sie verweisen darauf, dass konventionelle Kraftwerke am Netz bleiben müssen, um auf Schwankungen der Frequenz im Netz Einfluss zu nehmen. Sie fungieren insofern als „Netzstütze“ und halten das Netz auf einer Frequenz von 50 Hertz. Dazu sind bislang nur große Kraftwerke in der Lage.

    Hinzu kommt: Die Möglichkeiten, den Strom ins benachbarte Ausland zu verkaufen, sind beschränkt. Die grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten dafür fehlen einfach. So entstehen Situationen, in denen der Strom verramscht werden muss. Abnehmer werden dafür belohnt, Strom zu verbrauchen.

    Nach den Werten der Vorjahre und angesichts der deutlich erhöhten Stromerzeugung aus Sonne und Wind sei die Entwicklung des Jahres 2019 erwartbar gewesen, sagte Felix Matthes vom Öko-Institut dem Handelsblatt. „Gleichwohl ist es ein Signal, dass wir die Flexibilisierung des Stromsystems dringend angehen müssen“, sagte Matthes.

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