Negative Strompreise nehmen zu – Netz- und Subventionsreformen dringend gefordert
Spanien verzeichnete in den ersten fünf Monaten 2024 bereits 404 Stunden mit negativen Strompreisen – ein Rekordwert, der laut Energiedienstleister Enervis die zunehmenden Spannungen zwischen wachsender erneuerbarer Erzeugung und unzureichender Netzkapazität offenlegt. Auch in anderen europäischen Märkten häufen sich seit 2023 diese Preissignale, die auf strukturelle Ungleichgewichte hinweisen.
Die Mechanik dahinter ist komplex: Viele thermische Kraftwerke und ein Teil der Windparks sind technisch und wirtschaftlich nicht auf häufiges An- und Abschalten ausgelegt. Zudem begünstigen feste Einspeisetarife den Weiterbetrieb auch bei Marktpreisen deutlich unter null – solange die garantierten Vergütungen die Verluste überkompensieren. So entstehen paradoxe Situationen, in denen Betreiber bezahlen, um weiter einzuspeisen.
Der Rückgang des Stromverbrauchs – bedingt durch wirtschaftliche Schwäche, Effizienzmaßnahmen und den Ausbau von Dachsolaranlagen – verstärkt den Druck. Gleichzeitig führen außergewöhnlich sonnige und windreiche Perioden zu Erzeugungsspitzen, die das Netz nicht aufnehmen kann. Allein in Nordschottland erhielten Windparks im ersten Halbjahr 119 Mio. Pfund Entschädigung für die Nicht-Einspeisung von 37 Prozent ihrer möglichen Produktion.
Für Investoren in erneuerbare Energien wird das zunehmend zum Risiko: Häufige negative Preise schmälern potenzielle Renditen, während hohe Ausgleichszahlungen die Kostenbasis der Stromsysteme belasten. Analysten wie Rishab Shrestha (Wood Mackenzie) warnen vor sinkender Investitionsbereitschaft ohne regulatorisches Gegensteuern.
Lösungsansätze liegen auf der Hand: Massive Investitionen in Übertragungsleitungen – etwa zwischen Offshore-Windparks in Schottland und Verbrauchszentren im Süden – könnten die Ausfallstunden reduzieren, wie es China vor einem Jahrzehnt gelang. Parallel müssen gezielte Subventionsreformen Fehlanreize abbauen und Speichertechnologien stärker fördern. Ebenso könnten flexible Verbrauchsmodelle mit dynamischer Preisgestaltung helfen, Lastspitzen in wind- und sonnenreichen Stunden gezielt zu nutzen.
