Wann entstehen negative Strompreise?

Angebot und Nachfrage bestimmen den Großhandelspreis für Strom. Allerdings ist Strom ein besonderes Gut und nur bedingt speicherbar. Damit das Stromnetz stabil bleibt, muss er immer einen Abnehmer finden. Auf den Strommärkten treten die Speicher daher als Nachfrager von Strom (Einspeichern) und als Anbieter von Strom (Ausspeichern) auf.

Negative Strompreise auf kurzfristigen Strommärkten können entstehen, wenn eine hohe und unflexible Stromerzeugung auf eine gleichzeitig niedrige Nachfrage trifft. Meist fallen negative Strompreise in Phasen mit einer hohen Wind und/oder Photovoltaik-Einspeisung an. Eine besonders niedrige Nachfrage tritt oft an Feiertagen wie Ostern, Pfingsten oder Weihnachten auf.

Beispielsweise waren am Ostermontag, den 22. April 2019, zwischen 10.00 und 18.00 Uhr negative Börsenstrompreise zu bezahlen (durchschnittlich bei minus 52,75 Euro/MWh). Mit anderen Worten: Händler an der Strombörse erhielten Geld dafür, dass sie Strom kauften. An diesem Tag traf ein für die Osterfeiertage typischer, niedriger Verbrauch auf eine hohe Photovoltaik-Erzeugung. Trotz moderater Windeinspeisung reichte die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien über mehrere Stunden aus, um den Strombedarf in Deutschland vollständig zu decken. Konventionelle Erzeugungsanlagen wurden zwar deutlich zurückgefahren, dies reichte aber nicht aus, um zu einem Ausgleich von Angebot und Nachfrage zu kommen.

Die Grafik zeigt die Stromerzeugung, den Stromverbrauch und die Großhandelspreise in Deutschland am Ostermontag, den 22. April 2019.

Auch am Pfingstsamstag, den 8. Juni 2019, waren die Auktionspreise für Strom am EPEX-Spot-Day-Ahead-Markt durchgehend von 0.00 bis 19.00 Uhr negativ (durchschnittlich bei minus 59,02 Euro/MWh). Zu beobachten war ein geringer Stromverbrauch bei gleichzeitig hohen Erzeugungswerten der erneuerbaren Energien und unflexibler konventioneller Erzeugung. Zusätzlich führten IT-Probleme an der Strombörse zu einer Teilentkopplung der europäischen Handelsmärkte: Die koordinierte Bewirtschaftung im sog. „Market-Coupling“, das für eine grenzüberschreitende Integration der mitteleuropäischen Strommärkte sorgt, war IT-technisch gestört und konnte daher nicht für den Export der deutschen Erzeugung genutzt werden. Die Preise in Deutschland waren dadurch tendenziell niedriger, als sie bei einer vollständig funktionierenden Marktkopplung gewesen wären. Doch auch ohne diese technische Störung hätte man aufgrund der Marktsituation negative Preise in Deutschland erwarten können. Negative Strompreise über das Pfingstwochenende gab es auch 2018, damals in insgesamt elf Stunden.

Die Grafik zeigt die Stromerzeugung, den Stromverbrauch und die Großhandelspreise in Deutschland am Pfingstsamstag, den 08. Juni 2019.

Weshalb erzeugen konventionelle Kraftwerke weiter Strom?

Es gibt vielschichtige Gründe, weshalb konventionelle Kraftwerksbetreiber in Zeiten negativer Preise ihre Anlagen in Betrieb halten. Wer z.B. ein großes fossiles oder ein nukleares Kraftwerk bewirtschaftet, hätte hohe Kosten zu tragen, wenn das Kraftwerk ausgeschaltet und später wieder hochgefahren würde. Im Blick auf diese sog. An- und Abfahrkosten kann es somit betriebswirtschaftlich rational sein, in einer Phase mit negativen Preisen das Kraftwerk auf seine technische Mindestleistung herunterzuregeln, es aber nicht auszuschalten. Dieses Kalkül des Kraftwerksbetreibers tritt nicht nur bei Preisen unter Null auf, sondern bereits bei Preisen unterhalb der Grenzkosten (u.a. Brennstoff und CO2-Ausstoß) des Kraftwerks. Es gehört damit zum täglichen Geschäft der Betreiber konventioneller Kraftwerke, den Betrieb des Kraftwerks auch bei in einigen Stunden negativen Deckungsbeiträgen fortzusetzen. Daneben optimieren industrielle Kraftwerksbetreiber den Einsatz ihrer Kraftwerke im Zusammenhang mit ihrem Stromverbrauch. So kann es betriebswirtschaftlich sinnvoll sein, ein Kraftwerk weiterzubetreiben, um eine hohe Bezugslast und damit eine hohe Netzentgeltbelastung zu vermeiden. Bei nuklearen Kraftwerken kommen technische und genehmigungsrechtliche Restriktionen hinzu.

Die Grafik zeigt die Stromerzeugung von konventionellen Kraftwerken in Deutschland am Ostermontag, den 22. April 2019.

Ein weiterer Grund den Betrieb aufrechtzuerhalten, kann die Verpflichtung sein, vertraglich vereinbarte Systemdienstleistungen wie bspw. Regelenergie für die Netzbetreiber bereitzustellen. In diesen Fällen spricht man von sog. konventioneller Mindesterzeugung. Die Bundesnetzagentur hat die Gründe der Einspeisung konventioneller Kraftwerke trotz negativer Day-Ahead-Börsenpreise in ihrem Bericht über die Mindesterzeugung 2019 eingehend untersucht.

Vom Umfang her und auch wirtschaftlich bedeutsamer ist allerdings ein weiterer Grund, der sog. konventionelle Sockel. Dieser entsteht dadurch, dass konventionelle Kraftwerke Einnahmen nicht nur aus dem Verkauf von Strom, sondern aus diversen anderen Quellen erzielen. Aus Betreibersicht nachvollziehbar ist, dass KWK-Anlagen (KWK = Kraft-Wärme-Kopplung) ihre Strom-Produktion aufrechterhalten, wenn sie dafür verantwortlich sind, Wärme in ein städtisches oder industrielles Wärmenetz einzuspeisen und die Wärmeproduktion noch nicht von der Stromproduktion entkoppelt werden kann oder dies mit höheren Kosten für den Betreiber verbunden ist. Wärmebedarf kann aber an Ostern und Pfingsten das Verhalten und die Inkaufnahme betrieblicher Verluste nur ansatzweise erklären. Hinzu kommen weitere finanzielle Anreize, auch bei negativen Preisen Strom zu erzeugen, beispielsweise die sog. vermiedenen Netzentgelte (Zahlungen an Kraftwerke für eine Einspeisung unterhalb der Höchstspannungsebene) oder die sog. Eigenverbrauchsprivilegien (das Entfallen von Netzentgelten und EEG-Umlage für Kraftwerke von Industrieanlagen).

Dennoch: Negative Preise und die damit verbundenen Kosten setzen betriebswirtschaftliche Anreize, die technische Flexibilität insbesondere von Braun- und Steinkohlekraftwerken zu steigern, um kurzfristig die Leistung in größerem Umfang anpassen zu können. Dementsprechend haben diese Kraftwerke ihre Flexibilität in den letzten Jahren kontinuierlich erhöht. Wie konventionelle Kraftwerke auf Einspeisespitzen aus erneuerbaren Energien reagieren, zeigt exemplarisch dieser Artikel. Der wesentliche Schritt, ein leichteres vollständiges Abschalten und Wiederanfahren, fehlt allerdings noch.

Warum speisen Windenergie- und Solaranlagen weiter ein?

Erneuerbare Energien werden in Deutschland durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gefördert, da sie sich über den Markt noch nicht vollständig refinanzieren lassen. Erneuerbare Energieerzeuger erhalten eine garantierte Förderung für jede produzierte Kilowattstunde. Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW müssen seit dem EEG 2014 den erzeugten Strom auf dem Großhandelsmarkt selbst vermarkten (Direktvermarktung). Im Jahr 2017 betraf dies bis zu 78 % des EEG-geförderten Stroms.

Bei einer Direktvermarktung erhalten die Betreiber dieser Anlagen anstelle einer Einspeisevergütung monatlich eine sog. gleitende Marktprämie, welche die Differenz zwischen der garantierten Vergütung und dem monatlichen Durchschnittserlös am Großhandelsmarkt ausgleicht. Die Höhe der Marktprämie ist also weitgehend unabhängig vom jeweils aktuellen Börsenpreis. Ein Betreiber einer Erneuerbaren-Energien Anlage nimmt daher negative Preise so lange in Kauf, wie diese durch die Marktprämie überkompensiert werden. Erst wenn der aktuelle negative Preis die Marktprämie vollständig aufzehrt, werden die Erlöse des Betreibers negativ und er schaltet die Anlage ab. Beim gegenwärtigen Preisniveau und entsprechendem durchschnittlichen Erlös zu Beginn des Jahres 2020 könnte der Großhandelspreis noch bei vielen Anlagen bis auf minus 30 €/MWh sinken, ohne dass ein negativer Großhandelspreis die garantierten Einnahmen aus der Förderauszahlung überwiegen würde. Erst wenn der Preis noch tiefer fallen würde, gäbe es einen ökonomischen Anreiz, die Erzeugungsanlagen abzuschalten. Wegen weiterer, individuell unterschiedlicher Kosten, etwa Zahlungen an Wartungsfirmen, gilt diese Preisgrenze nicht pauschal, sondern ist von Anlage zu Anlage unterschiedlich.

Zusätzlich trat mit dem EEG 2014 auch die sog. „Sechs-Stunden-Regel“ in Kraft. Demnach gilt, dass die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung ausgesetzt wird, wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist. Tritt dieser Fall ein, erhalten die Anlagenbetreiber rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr.

In den Jahren 2020-2021 werden in Innovationsausschreibungen neben technischen Innovationen auch neue Ausschreibungsmodalitäten getestet. Dazu gehört eine sog. fixe Marktprämie. EEG-Anlagenbetreiber erhalten diese im Rahmen der Innovationsauschreibungen nicht mehr, sobald die Strompreise negativ sind. Das damit verbundene höhere Erlösrisiko müsste ggf. bei der Gebotsabgabe auf dem Strommarkt berücksichtigt werden.

Wie oft treten negative Strompreise auf?

Datengrundlage: smard.de

Im Jahr 2019 wurden am EPEX-Spot-Day-Ahead-Markt insgesamt 211 negative Preise registriert, was etwa 2,4 Prozent aller gehandelten Stunden des Jahres entspricht. Obwohl die Anzahl im Vergleich zum Vorjahr gestiegen ist, haben negative Strompreise weiterhin nur einen geringen Anteil am Gesamtstromhandel. Zudem ist zu beachten, dass alleine an den beiden oben beschriebenen Tagen an Ostern und Pfingsten zusammen bereits 29 Stunden zu negativen Preisen gehandelt wurden. Der durchschnittliche negative Großhandelspreis belief sich 2019 auf minus 17,27 Euro/MWh. Ein Großteil der negativen Preise trat dabei im Verlauf von mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden auf (insgesamt 123 von 211 Stunden). Gemäß der Sechs-Stunden-Regel wurde hier keine Marktprämie an den Anlagenbetreiber gezahlt. Das Jahr 2020 begann mit einer kleinen Besonderheit: Erstmals seit 2017 gab es an Neujahr keine negativen Strompreise.

Können negative Strompreise vermieden werden?

Damit negative Strompreise in Zukunft weniger häufig auftreten, müssen sich die Angebotsseite (z.B. durch flexiblere konventionelle Kraftwerke oder durch die Entkopplung der Stromproduktion von der Wärmeproduktion bei KWK-Anlagen) und die Nachfrageseite (z.B. durch Strom-zu-Wärme-Optionen und den Einsatz von Speichern) noch besser an die schwankende Einspeisung von erneuerbaren Energieträgern anpassen. Wichtig zur Vermeidung negativer Strompreise ist auch der Abbau von Einkommensquellen jenseits der Strommärkte, etwa bei den Eigenverbrauchsprivilegien. Die Ausweitung des Stromhandels mit den Nachbarländern würde zusätzliche Entlastung bringen.

Auch am Pfingstsamstag, den 8. Juni 2019, waren die Auktionspreise für Strom am EPEX-Spot-Day-Ahead-Markt durchgehend von 0.00 bis 19.00 Uhr negativ (durchschnittlich bei minus 59,02 Euro/MWh). Zu beobachten war ein geringer Stromverbrauch bei gleichzeitig hohen Erzeugungswerten der erneuerbaren Energien und unflexibler konventioneller Erzeugung. Zusätzlich führten IT-Probleme an der Strombörse zu einer Teilentkopplung der europäischen Handelsmärkte: Die koordinierte Bewirtschaftung im sog. „Market-Coupling“, das für eine grenzüberschreitende Integration der mitteleuropäischen Strommärkte sorgt, war IT-technisch gestört und konnte daher nicht für den Export der deutschen Erzeugung genutzt werden. Die Preise in Deutschland waren dadurch tendenziell niedriger, als sie bei einer vollständig funktionierenden Marktkopplung gewesen wären. Doch auch ohne diese technische Störung hätte man aufgrund der Marktsituation negative Preise in Deutschland erwarten können. Negative Strompreise über das Pfingstwochenende gab es auch 2018, damals in insgesamt elf Stunden.

Weshalb erzeugen konventionelle Kraftwerke weiter Strom?

Es gibt vielschichtige Gründe, weshalb konventionelle Kraftwerksbetreiber in Zeiten negativer Preise ihre Anlagen in Betrieb halten. Wer z.B. ein großes fossiles oder ein nukleares Kraftwerk bewirtschaftet, hätte hohe Kosten zu tragen, wenn das Kraftwerk ausgeschaltet und später wieder hochgefahren würde. Im Blick auf diese sog. An- und Abfahrkosten kann es somit betriebswirtschaftlich rational sein, in einer Phase mit negativen Preisen das Kraftwerk auf seine technische Mindestleistung herunterzuregeln, es aber nicht auszuschalten. Dieses Kalkül des Kraftwerksbetreibers tritt nicht nur bei Preisen unter Null auf, sondern bereits bei Preisen unterhalb der Grenzkosten (u.a. Brennstoff und CO2-Ausstoß) des Kraftwerks. Es gehört damit zum täglichen Geschäft der Betreiber konventioneller Kraftwerke, den Betrieb des Kraftwerks auch bei in einigen Stunden negativen Deckungsbeiträgen fortzusetzen. Daneben optimieren industrielle Kraftwerksbetreiber den Einsatz ihrer Kraftwerke im Zusammenhang mit ihrem Stromverbrauch. So kann es betriebswirtschaftlich sinnvoll sein, ein Kraftwerk weiterzubetreiben, um eine hohe Bezugslast und damit eine hohe Netzentgeltbelastung zu vermeiden. Bei nuklearen Kraftwerken kommen technische und genehmigungsrechtliche Restriktionen hinzu.

Ein weiterer Grund den Betrieb aufrechtzuerhalten, kann die Verpflichtung sein, vertraglich vereinbarte Systemdienstleistungen wie bspw. Regelenergie für die Netzbetreiber bereitzustellen. In diesen Fällen spricht man von sog. konventioneller Mindesterzeugung. Die Bundesnetzagentur hat die Gründe der Einspeisung konventioneller Kraftwerke trotz negativer Day-Ahead-Börsenpreise in ihrem Bericht über die Mindesterzeugung 2019 eingehend untersucht.

Vom Umfang her und auch wirtschaftlich bedeutsamer ist allerdings ein weiterer Grund, der sog. konventionelle Sockel. Dieser entsteht dadurch, dass konventionelle Kraftwerke Einnahmen nicht nur aus dem Verkauf von Strom, sondern aus diversen anderen Quellen erzielen. Aus Betreibersicht nachvollziehbar ist, dass KWK-Anlagen (KWK = Kraft-Wärme-Kopplung) ihre Strom-Produktion aufrechterhalten, wenn sie dafür verantwortlich sind, Wärme in ein städtisches oder industrielles Wärmenetz einzuspeisen und die Wärmeproduktion noch nicht von der Stromproduktion entkoppelt werden kann oder dies mit höheren Kosten für den Betreiber verbunden ist. Wärmebedarf kann aber an Ostern und Pfingsten das Verhalten und die Inkaufnahme betrieblicher Verluste nur ansatzweise erklären. Hinzu kommen weitere finanzielle Anreize, auch bei negativen Preisen Strom zu erzeugen, beispielsweise die sog. vermiedenen Netzentgelte (Zahlungen an Kraftwerke für eine Einspeisung unterhalb der Höchstspannungsebene) oder die sog. Eigenverbrauchsprivilegien (das Entfallen von Netzentgelten und EEG-Umlage für Kraftwerke von Industrieanlagen).

Dennoch: Negative Preise und die damit verbundenen Kosten setzen betriebswirtschaftliche Anreize, die technische Flexibilität insbesondere von Braun- und Steinkohlekraftwerken zu steigern, um kurzfristig die Leistung in größerem Umfang anpassen zu können. Dementsprechend haben diese Kraftwerke ihre Flexibilität in den letzten Jahren kontinuierlich erhöht. Wie konventionelle Kraftwerke auf Einspeisespitzen aus erneuerbaren Energien reagieren, zeigt exemplarisch dieser Artikel. Der wesentliche Schritt, ein leichteres vollständiges Abschalten und Wiederanfahren, fehlt allerdings noch.

Warum speisen Windenergie- und Solaranlagen weiter ein?

Erneuerbare Energien werden in Deutschland durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gefördert, da sie sich über den Markt noch nicht vollständig refinanzieren lassen. Erneuerbare Energieerzeuger erhalten eine garantierte Förderung für jede produzierte Kilowattstunde. Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW müssen seit dem EEG 2014 den erzeugten Strom auf dem Großhandelsmarkt selbst vermarkten (Direktvermarktung). Im Jahr 2017 betraf dies bis zu 78 % des EEG-geförderten Stroms.

Bei einer Direktvermarktung erhalten die Betreiber dieser Anlagen anstelle einer Einspeisevergütung monatlich eine sog. gleitende Marktprämie, welche die Differenz zwischen der garantierten Vergütung und dem monatlichen Durchschnittserlös am Großhandelsmarkt ausgleicht. Die Höhe der Marktprämie ist also weitgehend unabhängig vom jeweils aktuellen Börsenpreis. Ein Betreiber einer Erneuerbaren-Energien Anlage nimmt daher negative Preise so lange in Kauf, wie diese durch die Marktprämie überkompensiert werden. Erst wenn der aktuelle negative Preis die Marktprämie vollständig aufzehrt, werden die Erlöse des Betreibers negativ und er schaltet die Anlage ab. Beim gegenwärtigen Preisniveau und entsprechendem durchschnittlichen Erlös zu Beginn des Jahres 2020 könnte der Großhandelspreis noch bei vielen Anlagen bis auf minus 30 €/MWh sinken, ohne dass ein negativer Großhandelspreis die garantierten Einnahmen aus der Förderauszahlung überwiegen würde. Erst wenn der Preis noch tiefer fallen würde, gäbe es einen ökonomischen Anreiz, die Erzeugungsanlagen abzuschalten. Wegen weiterer, individuell unterschiedlicher Kosten, etwa Zahlungen an Wartungsfirmen, gilt diese Preisgrenze nicht pauschal, sondern ist von Anlage zu Anlage unterschiedlich.

Zusätzlich trat mit dem EEG 2014 auch die sog. „Sechs-Stunden-Regel“ in Kraft. Demnach gilt, dass die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung ausgesetzt wird, wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist. Tritt dieser Fall ein, erhalten die Anlagenbetreiber rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr.

In den Jahren 2020-2021 werden in Innovationsausschreibungen neben technischen Innovationen auch neue Ausschreibungsmodalitäten getestet. Dazu gehört eine sog. fixe Marktprämie. EEG-Anlagenbetreiber erhalten diese im Rahmen der Innovationsauschreibungen nicht mehr, sobald die Strompreise negativ sind. Das damit verbundene höhere Erlösrisiko müsste ggf. bei der Gebotsabgabe auf dem Strommarkt berücksichtigt werden.

Wie oft treten negative Strompreise auf?

Im Jahr 2019 wurden am EPEX-Spot-Day-Ahead-Markt insgesamt 211 negative Preise registriert, was etwa 2,4 Prozent aller gehandelten Stunden des Jahres entspricht. Obwohl die Anzahl im Vergleich zum Vorjahr gestiegen ist, haben negative Strompreise weiterhin nur einen geringen Anteil am Gesamtstromhandel. Zudem ist zu beachten, dass alleine an den beiden oben beschriebenen Tagen an Ostern und Pfingsten zusammen bereits 29 Stunden zu negativen Preisen gehandelt wurden. Der durchschnittliche negative Großhandelspreis belief sich 2019 auf minus 17,27 Euro/MWh. Ein Großteil der negativen Preise trat dabei im Verlauf von mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden auf (insgesamt 123 von 211 Stunden). Gemäß der Sechs-Stunden-Regel wurde hier keine Marktprämie an den Anlagenbetreiber gezahlt. Das Jahr 2020 begann mit einer kleinen Besonderheit: Erstmals seit 2017 gab es an Neujahr keine negativen Strompreise.

Können negative Strompreise vermieden werden?

Damit negative Strompreise in Zukunft weniger häufig auftreten, müssen sich die Angebotsseite (z.B. durch flexiblere konventionelle Kraftwerke oder durch die Entkopplung der Stromproduktion von der Wärmeproduktion bei KWK-Anlagen) und die Nachfrageseite (z.B. durch Strom-zu-Wärme-Optionen und den Einsatz von Speichern) noch besser an die schwankende Einspeisung von erneuerbaren Energieträgern anpassen. Wichtig zur Vermeidung negativer Strompreise ist auch der Abbau von Einkommensquellen jenseits der Strommärkte, etwa bei den Eigenverbrauchsprivilegien. Die Ausweitung des Stromhandels mit den Nachbarländern würde zusätzliche Entlastung bringen.