Die Stunden, in denen für Day-ahead-Stromlieferungen noch quasi eine Draufzahlgebühr fällig wird, sind bereits im ersten Halbjahr teurer zu stehen gekommen als im ganzen Vorjahr.

 

Von Januar bis Juni 2025 wurden in der Day-ahead-Auktion der Börse Epex Spot für die deutsch-luxemburgische Preiszone bereits 17,1 Milliarden kWh Strom zu negativen Stundenpreisen gehandelt, wofür die Anbieter 257 Millionen Euro zahlen mussten. Die Kosten sind damit im ersten Halbjahr höher gewesen als im Gesamtjahr 2024, als die kumulierte Draufzahlgebühr sich auf 236 Millionen Euro für 18,7 Milliarden kWh belaufen hatte. 2022 mussten gar weniger als 5 Millionen Euro für 1,9 Milliarden kWh bezahlt werden.

Das geht aus einer Antwort der Bundesregierung auf eine Frage der AfD-Fraktion zu regionalen Überschüssen im deutschen Stromsystem und deren Verwendung hervor. Das Papier beziffert den Marktanteil der Epex Spot im Day-ahead-Handel auf repräsentative 90 Prozent.

Auf die Frage, wer die negativen Preise bezahlen muss, führt das federführende Energieministerium (BMWE) die Oppositionsfraktion in die Irre. Es schreibt: „Die Vermarktungskosten bei negativen Preisen tragen die Marktakteure. Beispielsweise zahlt ein Kraftwerk, das in dieser Situation noch Strom einspeist, dann für seine Inflexibilität.“

Inwiefern die BMWE-Antwort in die Irre führt

In Wirklichkeit dürften den Großteil der Viertelmilliarde Euro im Halbjahr die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) tragen müssen. Denn so gut wie kein gewinnorientierter Marktakteur wird Strommengen zu negativen Preisen, also mit einem Obolus versehen, ins Orderbuch der Day-ahead-Auktion stellen wollen.

Das ominöse Braunkohle-Kraftwerk, für das es angeblich billiger kommt, auf Volllast weiterzufahren, als zu Stunden eines generellen Überangebots herunter- und danach wieder heraufzufahren, das gibt es zwar, aber der Betreiber nimmt im Zweifel gar nicht an der Strom-Spotauktion teil, sondern hat seinen Strom womöglich längst im Terminmarkt verkauft.

Die „Marktakteure“, die keine sind

Es gibt nur einen Börsenteilnehmer, von dem man es sich rational vorstellen kann, dass er mit negativen Preisen in die Auktion geht - wofür auch der Verlauf der Day-ahead-Angebotskurve spricht: die vier ÜNB als gemeinsamer Akteur. Sie handeln damit natürlich nicht im Eigeninteresse, sondern erfüllen einen gesetzlichen Auftrag aus dem EEG, den deutschen Ökostrom, der nicht direktvermarktet wird, an einer Börse zu vermarkten, und zwar vollständig. Da spielt es dann keine Rolle, ob zu manchen Stunden auch ohnedies zu viel Strom angeboten wird. Die ÜNB sind insoweit auch kein „Marktakteur“, sondern der ausführende Ast eines politischen Eingriffs in einen Markt.

Die ÜNB handeln vielmehr fast ohne Risiko und verrechnen den Schaden, der ihnen aus der Vermarktung geförderten Ökostroms entsteht, mit den Einnahmen aus den Stunden mit positiven Preisen. Dadurch entsteht jeden Monat ein Plus, das aber wegen der Preiskannibalisierung durch den Solarausbau tendenziell geringer wird. Auch das Plus behalten die ÜNB nicht, sondern verrechnen es mit den Förderauszahlungen an die Erneuerbaren-Anlagenbetreiber, und die Differenz zahlt der Bund bisher aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF).

Millionen Kleinanlagen-Betreiber ohne Verantwortung

Das heißt, die Antwort des BMWE müsste in Wirklichkeit lauten: Die negativen Preise zahlen im Wesentlichen die Steuerzahler. Jedenfalls die wenigsten Erneuerbaren-Anlagenbetreiber. Denn unter 100 kW installierter Leistung müssen sie ihren Strom in der Regel nicht direktvermarkten, sondern können die Vermarktung den Netzbetreibern überlassen. Vor allem die Betreiber der mittlerweile 5,4 Millionen kleinen Dach-PV-Anlagen auf Privathäusern bekommen ihre jeweilige Einspeiseförderung zu jeder Stunde pro kWh, egal wie viel oder wenig sie einspeisen und egal, wie niedrig die Großhandelspreise im Day-ahead sind. Und nur neuere Anlagen müssen durch den Netzbetreiber abschaltbar sein. Der Fördersatz ist am 1. August wieder um nur 1 Prozent gesunken, und auch das nur bei jüngeren Anlagen (wir berichteten).

Dagegen haben die Betreiber und Direktvermarkter größerer Anlagen, wozu alle Windparks, Biogasanlagen und große PV-Parks auf Freiflächen oder auf großen Gewerbedächern gehören, ein Eigeninteresse, zu absehbar negativen Strompreisen nicht selbst auch noch Strom ins Netz einzuspeisen, also zum Beispiel das Windrad aus dem Wind zu drehen. Sie verlieren nämlich zu negativen Preisstunden ihre Einspeiseförderung („Marktprämie“), je nach Inbetriebnahmejahr bei sechs, vier, drei negativen Stundenpreisen in Folge oder schon bei einer einzigen Stunde.

Die vollständige Antwort der Bundesregierung, in der es auch um Redispatch-Zahlen geht, ist auf einem Bundestagsserver bereitgestellt.