Das Jahr 2025 neigt sich dem Ende zu. Ein guter Zeitpunkt, um einen Blick auf die Entwicklungen auf dem Strommarkt zu werfen. Seit Jahresbeginn wurden in Deutschland rund 13,9 GW Solar- und 3,8 GW Windkraftleistung neu installiert. Obwohl damit für das Jahr 2025 der zweithöchste Zuwachs an installierter Wind- und Sonnenenergie verzeichnet werden kann, bleiben die Zubauraten unter den von der letzten Bundesregierung beschlossenen Ausbaupfaden. Gleichzeitig lag der Anteil erneuerbarer Energien in allen Monaten außer Januar bei über 50 % – im Mai und Juni sogar bei rund 76 %.[1]

Die Grafik stellt für die Jahre 2021 bis 2025 den Zusammenhang zwischen Nettostromexport (x-Achse), Börsenstrompreis (Day-Ahead, y-Achse) und den Anteil von Wind- und Photovoltaik (PV) an der Gesamteinspeisung in Deutschland dar. Jeder Punkt repräsentiert ein 15-Minuten-Intervall. Helle Punkte stehen für eine hohe und dunkle für eine geringe Einspeisung von PV- und Windenergie zum gegebenen Zeitpunkt.
Aus den Punktewolken lassen sich mehrere Entwicklungen ablesen:

• Die Preis-Export-Beziehung nimmt ab (orangefarbene Linie): Hohe Preise treten zunehmend in Importstunden auf, niedrige in Exportstunden.
• Die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen hat sich stetig erhöht. 2021 war der Börsenstrompreis an insgesamt 139 Stunden negativ. Bis zum 25. November dieses Jahres waren es bereits 575 Stunden bzw. knapp dreieinhalb Wochen.
• Die Punktewolke verschiebt sich nach links: Deutschland wird zunehmend zum Netto-Stromimporteur.
• Extremwerte nehmen zu: Nettoimporte zu besonders hohen und Nettoexporte zu besonders niedrigen Preisen werden häufiger.

Dieser Sachverhalt wird in verkürzter Form gern herangezogen, um den Ausbau erneuerbarer Energien als ökonomisch schädlich darzustellen. Dabei wird jedoch nicht berücksichtigt, dass der Stromaustausch die Netze aller beteiligten Länder stabilisiert und Strom durch den Handel mit dem Ausland über das Jahr günstiger wird. Auch Deutschland profitiert wirtschaftlich davon.

Zugleich verdeutlichen die Entwicklungen strukturelle Defizite im Strommarktdesign: Bei viel Wind und Sonne entsteht Stromüberschuss, bei Dunkelflaute Stromknappheit. Dabei gibt es verschiedene Flexibilisierungsmöglichkeiten wie Strompreiszonen (siehe hierzu auch unsere Zahl des Monats 9/2025), dynamische Stromtarife und flexible Reservekraftwerke. Batteriespeicher sind durch den drastischen Preisverfall ebenfalls eine schnell wachsende Option, da sie Schwankungen dämpfen, Redispatch-Kosten reduzieren und den Bedarf an emissionsintensiven Residualkraftwerken senken können.

Die positive Nachricht ist, dass der Ausbau an Batteriespeichern an Fahrt aufzunehmen scheint: Bereits heute gibt es Anschlusszusagen für mindestens 46 GWh Speicherkapazität.[2] Gleichzeitig ist die Einspeisevergütung, die private Haushalte vom Staat zugesichert bekommen, noch nicht dynamisiert. Das heißt, während bereits erste (wenige) Verbraucher:innen mit dynamischen Stromtarifen von den Börsenstrompreisen profitieren können, wird eingespeister Strom weiterhin nach den Regeln fixer staatlicher Preissetzung vergütet, auch wenn die Einspeisung zumindest teilweise gesenkt werden kann. Damit setzt der Staat heute noch Preisgrenzen fest, die zentrale Marktanreize aushebeln. Eine stärker am Börsenstrompreis orientierte Einspeisevergütung würde u. A. Speicherinvestitionen attraktiver machen, das Stromsystem insgesamt stabilisieren und sich potenziell senkend auf den Strompreis und den Bedarf an Residualkraftwerken auswirken.
 

Weitere Beiträge der Serie „Zahl des Monats“ finden Sie hier.