Ausgabe 40: Negative Strompreise als Signal fehlender Systemintegration

Negative Strompreise als Signal fehlender Systemintegration

Negative Strompreise treten in Europa zunehmend häufiger auf. Sie entstehen vor allem dann, wenn hohe wetterabhängige Einspeisung, niedrige Nachfrage und begrenzte Flexibilität zusammenfallen. Windkraft und Photovoltaik sind dabei zentrale Auslöser solcher Überschusssituationen, aber nicht die alleinige Ursache. Die zentralen Herausforderungen im Stromsystem verschieben sich. Es reicht nicht aus, erneuerbaren Strom in der Jahresbilanz auszubauen. Entscheidend wird zunehmend, ob Erzeugung, Verbrauch und Flexibilität auch im konkreten Zeitpunkt zusammenpassen.

Diese Verschiebung prägt die aktuelle Debatte über negative Preise. Sie betrifft die Preisbildung an der Börse, die Ausgestaltung von Förderinstrumenten und die Frage, welchen Wert planbare Erzeugung in einem erneuerbaren Stromsystem künftig hat.

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert ordnet ein, warum negative Strompreise entstehen, weshalb sie zunehmen und welche Bedeutung diese Entwicklung für Förderlogik, Systemintegration und Holzkraftwerke hat.

 

Wie Strompreise entstehen

Der Strompreis an der Börse entsteht aus Angebot und Nachfrage. Im Day-Ahead-Markt wird Strom für jede Stunde des Folgetages gehandelt. Die Preisbildung folgt dem Merit-Order-Prinzip: Kraftwerke werden nach ihren kurzfristigen Grenzkosten gereiht, also nach den variablen Kosten, die bei der Erzeugung einer zusätzlichen Megawattstunde entstehen. Dazu zählen vor allem Brennstoffkosten, CO₂-Kosten und variable Betriebskosten.

Windkraft, Photovoltaik und Laufwasserkraft stehen in dieser Reihe weit vorne. Für ihre zusätzliche Erzeugung fallen weder Brennstoffkosten noch nennenswerte variable Betriebskosten an, ihre Grenzkosten liegen daher nahe null. Holzkraftwerke liegen aufgrund ihrer Brennstoff- und Betriebskosten im mittleren Bereich. Gaskraftwerke weisen durch ihre Brennstoff- und CO₂-Kosten höhere Grenzkosten auf und stehen entsprechend weiter hinten. Das teuerste Kraftwerk, das noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, setzt den Preis für alle in dieser Stunde gehandelten Strommengen.

Mit dem Ausbau von Windkraft und Photovoltaik steht in immer mehr Stunden Strom mit niedrigen Grenzkosten zur Verfügung. In Zeiten hoher erneuerbarer Einspeisung sinken die Preise. Treffen diese Stunden auf geringe Nachfrage und begrenzte Flexibilität, kann der Preis unter null fallen.

 

Wenn Erzeugung und Verbrauch zeitlich auseinanderlaufen

Negative Strompreise entstehen, wenn mehr Strom angeboten wird, als gleichzeitig verbraucht, gespeichert, exportiert oder durch Abregelung aus dem System genommen werden kann.

Besonders häufig geschieht das an sonnigen Wochenenden und Feiertagen. Die Nachfrage ist dann niedriger, während Photovoltaikanlagen rund um die Mittagsstunden hohe Strommengen erzeugen. Bei starkem Wind treten ähnliche Situationen auch nachts oder in den Wintermonaten auf, wenngleich deutlich seltener als im Frühjahr und Sommer.

Für das Verständnis negativer Preise ist die Residuallast entscheidend. Sie beschreibt jenen Teil des Stromverbrauchs, der nach Abzug der Einspeisung aus Windkraft und Photovoltaik noch durch andere Erzeugung, Speicher oder Importe gedeckt werden muss.

Sinkt die Residuallast sehr stark, braucht das System zusätzliche Flexibilität. Speicher müssten Strom aufnehmen, Verbraucher müssten Last verschieben, Netze müssten Überschüsse transportieren und Erzeugungsanlagen müssten ihre Leistung reduzieren. Sind diese Möglichkeiten technisch, wirtschaftlich oder vertraglich begrenzt, bleibt zu viel Strom im Markt. Der Preis fällt unter null.

 

Warum negative Preise zunehmen

Diese Entwicklung folgt der Struktur des neuen Stromsystems. Windkraft und Photovoltaik senken in vielen Stunden die Börsenpreise, weil sie Strom mit niedrigen Grenzkosten bereitstellen. Gleichzeitig erzeugen sie wetterabhängig und zeitlich konzentriert. Je größer diese Erzeugungsleistung wird, desto häufiger entstehen Stunden mit sehr niedriger Residuallast.

In Österreich zeigt sich diese Entwicklung inzwischen deutlich. Am Day-Ahead-Markt wurden 2024 rund 300 Stunden mit negativen Preisen verzeichnet. Laut E-Control hat sich die Zahl negativer Preisstunden damit gegenüber den Jahren davor mehr als verdoppelt.

Das Muster folgt der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur. Negative Preise treten vor allem im Frühjahr und Sommer auf, wenn geringere Nachfrage, hohe Photovoltaikeinspeisung und teils hohe Wasserkrafterzeugung zusammenfallen. Im Tagesverlauf häufen sie sich rund um die Mittagsstunden sowie in sehr frühen Morgenstunden.

International zeigt sich derselbe Zusammenhang in besonders ausgeprägter Form. Die Internationale Energieagentur verweist unter anderem auf Märkte wie Südaustralien, wo negative Preise 2023 und 2024 im Durchschnitt rund ein Viertel aller Stunden ausmachten.

Für die Energiewende bedeutet das eine klare Verschiebung. Der Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung bleibt zentral. Gleichzeitig steigt die Bedeutung ihrer zeitlichen Integration. Speicher, Netze, flexible Nachfrage, Direktvermarktung, sektorübergreifende Nutzung und planbare erneuerbare Erzeugung werden zu entscheidenden Bestandteilen eines funktionierenden Stromsystems.

 

Vom Preissignal zur Förderfrage

Negative Preise sind zunächst ein Marktsignal. Sie zeigen, dass Strom in einer konkreten Stunde im Überangebot vorhanden ist. Daraus folgt jedoch keine einfache technische oder wirtschaftliche Antwort für jede einzelne Anlage.

Für Betreiber zählt die gesamte Erlössituation. Dazu gehören Markterlös, Marktprämie, Vermarktungskosten, Ausgleichsenergierisiken, technische Kosten eines Lastwechsels und bestehende betriebliche Verpflichtungen. Ein einzelnes negatives Preisintervall wirkt anders als eine längere Phase negativer Preise.

Im österreichischen Marktprämienmodell verkaufen Anlagen ihren Strom am Markt und erhalten zusätzlich eine Prämie, die sich aus der Differenz zwischen anzulegendem Wert und Referenzmarktwert ergibt. Solange die 6-Stunden-Regel nach § 15 EAG nicht greift, kann diese Marktprämie negative Spotmarktpreise wirtschaftlich teilweise oder vollständig ausgleichen. Nach geltender Rechtslage entfällt die Marktprämie erst dann, wenn der maßgebliche Day-Ahead-Stundenpreis in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist.

Die Begrenzung von Förderzahlungen bei negativen Preisen folgt einer europäischen Grundlogik. Öffentliche Förderungen sollen Marktpreissignale stärker berücksichtigen und keine dauerhaften Anreize setzen, Strom in Zeiten eines Überangebots einzuspeisen. Die konkrete Ausgestaltung bleibt jedoch national.

Aktuell wird eine deutlich schärfere Ausgestaltung diskutiert. Im Raum steht, die Marktprämie bereits bei einzelnen negativen Viertelstundenpreisen auszusetzen. Das wäre keine bloße Umstellung der Zeiteinheit. Viertelstundenpreise bilden kurzfristige Ausschläge stärker ab als Stundenpreise. Negative Preisereignisse treten auf Viertelstundenbasis häufiger auf, weil sie im Stundenmittel teilweise geglättet werden.

Für Anlagenbetreiber hätte eine solche Umstellung zwei Effekte. Einerseits würden mehr Zeitintervalle ohne Marktprämie entstehen. Andererseits kann der Referenzmarktwert steigen, wenn Anlagen negative Preisintervalle vermeiden und dadurch genau jene Produktionsstunden entfallen, die den Marktwert senken würden. Die Folge kann eine geringere Marktprämie je verbleibender erzeugter Einheit sein.

Für Bestandsanlagen ist diese Frage besonders sensibel. Investitionen, Finanzierungen und Förderlaufzeiten wurden auf Basis des bestehenden Regelwerks kalkuliert. Eine rückwirkende Verschärfung würde daher erheblich in bestehende wirtschaftliche Grundlagen eingreifen.

 

Was daraus für Holzkraftwerke folgt

Für Holzkraftwerke stellt sich die Frage negativer Preise innerhalb einer breiteren Debatte über die reale Flexibilität erneuerbarer Anlagen.

Holzkraftwerke sind erneuerbare, wetterunabhängige Erzeugungsanlagen. Gleichzeitig sind viele Anlagen wärmegeführt und auf kontinuierlichen Betrieb ausgelegt. Ihre Fahrweise orientiert sich an Fernwärmenetzen, industrieller Wärmeabnahme oder kommunalen Versorgungspflichten.

Auch technisch sind kurzfristige Lastwechsel begrenzt. Holzkraftwerke arbeiten als thermische Erzeugungsanlagen mit Kessel, Turbine, Leitungen, Nebenanlagen und weiteren wärmetechnischen Komponenten. Temperatur- und Druckänderungen können nur innerhalb bestimmter Lastwechselgeschwindigkeiten erfolgen. Ein Lastwechsel von Nennlast auf Nulllast innerhalb weniger Minuten ist für bestehende Anlagen in der Regel nicht darstellbar.

Hinzu kommt die gekoppelte Wärmebereitstellung. In wärmegeführten KWK-Anlagen richtet sich die Fahrweise wesentlich nach der Abnahme in Fernwärmenetzen, industriellen Prozessen oder kommunalen Versorgungssystemen. Eine kurzfristige Reduktion der Stromerzeugung ist daher nur möglich, wenn die Wärmeversorgung weiterhin gesichert bleib.

Diese Einschränkungen betreffen nicht ausschließlich Holzkraftwerke. Häufige Ab- und Aufregelungen können auch bei anderen Technologien technische Belastungen und zusätzliche Kosten verursachen. Bei KWK-Anlagen kommen jedoch zwei Punkte besonders stark zusammen: die thermische Trägheit der Anlage und die gekoppelte Bereitstellung von Strom und Wärme.

Ihr systemischer Wert liegt in der planbaren, wetterunabhängigen Erzeugung von Strom und Wärme. Gerade in Abendstunden, in der kalten Jahreszeit oder in Phasen geringer Wind- und Solarproduktion leisten Holzkraftwerke einen Beitrag zur Deckung der Residuallast.

 

Die strukturelle Ursache

Negative Strompreise folgen einem klar erkennbaren Zusammenhang: Das Stromsystem erhält immer mehr wetterabhängige Erzeugung mit niedrigen Grenzkosten, während Flexibilität, Speicher und Nachfrageanpassung langsamer wachsen.

Damit verändert sich die Bedeutung einzelner Technologien. Entscheidend wird zunehmend, wann Strom erzeugt wird und welchen Beitrag eine Anlage zur Deckung der Residuallast leistet.

Planbare erneuerbare Anlagen ersetzen keine Speicher und sind nicht automatisch kurzfristige Flexibilitätsressourcen. Sie können aber dort Versorgung leisten, wo wetterabhängige Erzeugung geringe Beiträge liefert.

Für Holzkraftwerke liegt diese Rolle in der gekoppelten Bereitstellung von Strom und Wärme, in der wetterunabhängigen Erzeugung und in der Stabilisierung des Systems außerhalb hoher Wind- und Solareinspeisung.

Der entscheidende Maßstab ist dabei nicht allein die erneuerbare Jahreserzeugung, sondern das Zusammenspiel von Erzeugung, Verbrauch und Flexibilität im konkreten Zeitpunkt.

 

Fakten

„Negative Strompreise entstehen, wenn hohe wetterabhängige Einspeisung bei geringer Nachfrage auf ein Stromsystem trifft, das Überschüsse kurzfristig nur begrenzt aufnehmen, verschieben oder abregeln kann.“

„Mit steigender Einspeisung aus Windkraft und Photovoltaik sinkt die Residuallast in immer mehr Stunden. Fehlen Speicher, flexible Nachfrage, Netzkapazitäten oder Abregelungsmöglichkeiten, kann der Strompreis unter null fallen.“

„In Österreich gilt derzeit die 6-Stunden-Regel nach § 15 EAG. Die Marktprämie entfällt erst dann, wenn der maßgebliche Day-Ahead-Stundenpreis in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist.“

„Holzkraftwerke erzeugen wetterunabhängig Strom und Wärme. Ihre Flexibilität ist jedoch durch thermische Prozesse, Lastwechselgeschwindigkeiten und die gekoppelte Wärmebereitstellung begrenzt.“