excerpt: Negative Strompreise entstehen nicht, weil die Sonne scheint, sondern weil Nachfrage, Speicher und Netze zu unbeweglich sind. Wenn Förderung, technische Mindestlasten und starre Verbrauchsmuster Erzeugung im System halten, verschwinden die Kosten nicht. Sie tauchen später in Ausgleichsmechanismen, Redispatch und Netzentgelten wieder auf.

Sonnige Feiertage und die Kosten der fehlenden Flexibilität

44 Gigawatt Solarstrom speisten deutsche Anlagen am Sonntag des ersten Mai-Wochenendes gegen 12 Uhr ein. Nach Daten von Entso-E entsprach das zu diesem Zeitpunkt rund 94 Prozent des deutschen Stromverbrauchs. An der Strombörse EPEX fielen die Preise zeitweise auf etwa minus 500 Euro je Megawattstunde. Käufer bekamen Geld dafür, Strom abzunehmen.

Für Pfingsten ist ein ähnliches Muster möglich: viel Sonne, milde Temperaturen, geringer Verbrauch. Feiertage und Wochenenden senken die industrielle Last, Büros bleiben geschlossen, viele gewerbliche Verbraucher laufen nur eingeschränkt. Photovoltaikanlagen speisen trotzdem ein, sobald die Sonne scheint. Ihre Erzeugung folgt dem Wetter, nicht dem Bedarf.

„Zu viel Strom“ ist als Erklärung zu grob. Das Problem entsteht nicht durch hohe Solarproduktion allein. Es entsteht, wenn ein großes, gleichzeitig auftretendes Angebot auf eine Nachfrage trifft, die sich kaum bewegt, während Marktregeln, Fördermechanismen und technische Mindestbedingungen dafür sorgen, dass Einspeisung wirtschaftlich oder betrieblich weiterläuft. Der Preis fällt dann nicht, weil Strom grundsätzlich wertlos wäre. Er fällt, weil es in dieser Stunde zu wenige flexible Abnehmer, Speicher oder Exportmöglichkeiten gibt.

Der Börsenpreis bildet den kurzfristigen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage ab. Photovoltaik hat sehr niedrige Grenzkosten. Ist die Anlage gebaut, kostet jede zusätzliche Kilowattstunde fast nichts. Viele ältere Erneuerbare-Energien-Anlagen erhalten zudem feste Vergütungen, die nicht unmittelbar vom Börsenpreis abhängen. Sinkt der Marktpreis unter null, verschwindet die Vergütungspflicht nicht automatisch. Die Differenz zwischen Marktwert und zugesagter Förderung wird an anderer Stelle ausgeglichen.

Diese Kosten erscheinen nicht dort, wo sie entstehen. Der negative Preis zeigt sich an der Börse. Die Förderkosten laufen über den staatlich finanzierten EEG-Ausgleich. Redispatch-Kosten entstehen bei Netzbetreibern, wenn Kraftwerke hoch- oder heruntergeregelt werden, weil Leitungen überlastet sind oder regionale Ungleichgewichte ausgeglichen werden müssen. Negative Preise zeigen einen Marktausgleich unter Stress. Redispatch zeigt, dass dieser Marktausgleich räumlich nicht zu den physikalischen Netzflüssen passt. Ein sonniger Feiertag kann damit für einzelne Marktteilnehmer kurzfristig Erträge bringen, während die Stabilisierung des Gesamtsystems an anderer Stelle bezahlt wird.

Auch die technische Seite begrenzt die Reaktion. Strom kann nicht beliebig aus Nord- oder Ostdeutschland in andere Regionen verschoben werden, wenn Leitungen ausgelastet sind. Er kann auch nicht unbegrenzt exportiert werden, wenn Nachbarländer ähnliche Wetterlagen und ähnliche Einspeisespitzen haben. Konventionelle Kraftwerke lassen sich nicht immer kurzfristig vollständig abschalten, weil sie Wärme liefern, Systemdienstleistungen bereitstellen oder technische Mindestlasten haben. Der Marktpreis allein bewirkt daher nicht automatisch, dass bei negativen Preisen alles aus dem System verschwindet, was gerade nicht gebraucht wird.

Genau hier liegt der Unterschied zwischen einem Marktproblem und einer Infrastrukturaufgabe. Flexible Verbraucher helfen, aber sie reichen nicht aus. Großbatteriespeicher müssen Teil der Strominfrastruktur werden. Sie dürfen nicht nur als privates Arbitragegeschäft betrachtet werden, das sich zufällig dort ansiedelt, wo Börsenpreisschwankungen besonders lukrativ sind. Wenn sie Netzengpässe entschärfen, Solarspitzen aufnehmen, Redispatch reduzieren und Systemkosten senken, erfüllen sie eine Infrastrukturaufgabe. Dann müssen sie auch wie Infrastruktur behandelt und über Netzentgelte oder geeignete Umlagemechanismen refinanziert werden.

Das ist kein Plädoyer für beliebige Subventionen. Es ist eine Frage der Systemlogik. Netze werden nicht gebaut, weil jede einzelne Leitung an jeder Stunde einen Börsengewinn erzielt. Sie werden gebaut, weil das Stromsystem ohne sie nicht funktioniert. Für große Batteriespeicher gilt in einem System mit hoher Solar- und Windleistung zunehmend dasselbe. Sie verschieben Energie von Stunden mit Überschuss in Stunden mit Knappheit, sie entlasten Leitungen, sie verringern Abregelung und sie reduzieren den Bedarf an teuren Eingriffen. Wenn diese Leistungen dem Gesamtsystem zugutekommen, darf ihre Finanzierung nicht allein vom Zufall kurzfristiger Preisunterschiede abhängen.

Nur so lässt sich das Problem schnell lösen. Millionen Haushalte mit Elektroautos, Wärmepumpen und Heimspeichern können langfristig einen wichtigen Beitrag leisten. Dafür braucht es aber intelligente Messsysteme, dynamische Tarife, Steuerbarkeit, klare Haftungsregeln, einfache Verträge und Akzeptanz bei den Nutzern. Das ist notwendig, aber organisatorisch langsam. Großbatteriespeicher lassen sich dagegen gezielt an Netzengpässen, Umspannwerken, Solarregionen und Verbrauchszentren errichten. Sie sind planbar, steuerbar und technisch sofort als Systemressource nutzbar, wenn die Regulierung sie entsprechend einordnet.

Die Smart-Meter-Initiative verweist dennoch zu Recht auf Haushalte. Nach ihrer Rechnung könnten Wärmepumpen, Elektroautos und Heimspeicher bis zu 15 Gigawatt flexible Leistung bereitstellen. Das wäre rechnerisch etwa die Hälfte jener 29 Gigawatt, die in Berichten über den von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche vorgesehenen Kapazitätsmechanismus genannt werden. Bei umfassender Nutzung von Vehicle-to-Grid, also der Rückspeisung aus Elektroautos ins Netz, nennt die Initiative noch höhere theoretische Beiträge.

Der Vergleich hat eine Schwäche. Ein Kapazitätsmechanismus soll gesicherte Leistung für Knappheitssituationen bereitstellen. Flexible Haushaltsgeräte können zwar Last verschieben, Strom aufnehmen oder in bestimmten Fällen zurückspeisen. Ihre Verfügbarkeit hängt aber von Nutzung, Ladezustand, Außentemperatur, Netzanschluss, Tarif und Steuerung ab. Ein Elektroauto ist nur dann ein Netzspeicher, wenn es angeschlossen ist, die Batterie ausreichend geladen ist, der Nutzer zustimmt, der Ladepunkt bidirektional arbeitet und die Abrechnung rechtlich sauber funktioniert. Aus installierter Batteriekapazität wird erst durch Regeln, Verträge und Steuerung verlässliche Leistung.

Der schleppende Smart-Meter-Rollout ist deshalb kein Randproblem. Ende 2025 lag die Quote laut Initiative bei 5,5 Prozent. Ohne intelligente Messsysteme lassen sich dynamische Tarife nur begrenzt nutzen. Ohne zeitgenaue Messung fehlt die Grundlage, um Haushalten günstige Stromstunden zuverlässig weiterzugeben oder netzdienliches Verhalten abzurechnen. Ohne Steuerbarkeit bleibt eine Wärmepumpe ein normaler Verbraucher, auch wenn sie technisch verschiebbaren Bedarf hat.

Die Zuständigkeit verteilt sich über viele Stellen. Netzbetreiber verantworten Stabilität und Anschlussbedingungen. Messstellenbetreiber installieren die Zähler. Lieferanten entwickeln Tarife. Hersteller müssen Geräte kompatibel machen. Regulierer setzen Datenschutz-, Sicherheits- und Abrechnungsregeln. Haushalte entscheiden, ob sie Komfort, Batteriezyklen oder Ladeplanung gegen eine Vergütung zur Verfügung stellen. An keiner einzelnen Stelle liegt die vollständige Kontrolle über das Ergebnis.

Die beteiligten Unternehmen der Smart-Meter-Initiative haben ein eigenes Interesse an dieser Lesart. Tibber, Octopus Energy, Ostrom und Rabot Energy verdienen an dynamischen Tarifen, digitaler Steuerung und flexibler Nachfrage. Ihre Schätzungen zum Potenzial privater Haushalte sind deshalb mit Vorsicht zu lesen. Das entwertet den Hinweis auf Flexibilität nicht. Es erklärt aber, warum die vorgeschlagenen Lösungen gut zu ihren Geschäftsmodellen passen.

Für Verbraucher entstehen mehrere Rollen. Als Stromkunden zahlen sie Netzentgelte und damit einen Teil der Kosten für Eingriffe ins Netz. Als Steuerzahler tragen sie Förderlasten, wenn Marktpreise stark von garantierten Vergütungen abweichen. Als Besitzer von Elektroautos, Wärmepumpen oder Speichern könnten sie künftig Einnahmen erzielen, wenn sie Flexibilität anbieten. Diese dritte Rolle entsteht aber nur, wenn die Regeln einfach genug sind und die Vergütung das Risiko von Komfortverlust, Batterieverschleiß und technischer Abhängigkeit abdeckt.

Für den Staat wird die Aufgabe unbequemer. Mehr Gaskraftwerke lassen sich zentral planen, müssen aber über Kapazitätszahlungen, Netzentgelte oder Marktpreise refinanziert werden und verlängern fossile Abhängigkeiten. Haushaltsflexibilität ist vorhandenes Potenzial, aber organisatorisch schwer zu sichern. Großbatteriespeicher liegen dazwischen. Sie sind keine Erzeuger, keine klassischen Verbraucher und keine gewöhnlichen Marktteilnehmer. Sie sind Betriebsmittel eines Stromsystems, das immer häufiger sehr viel Strom zur falschen Stunde hat.

Deshalb gehört ihre Finanzierung in die Systemarchitektur. Wer Großbatterien nur dem freien Markt überlässt, bekommt Speicher dort, wo Preisarbitrage attraktiv ist. Wer sie als Infrastruktur einordnet, kann sie dort einsetzen, wo sie Netze entlasten, Abregelung verringern und Systemkosten senken. Die Kosten verschwinden dadurch nicht. Sie werden aber planbarer, transparenter und näher an der Funktion bezahlt, die sie erfüllen.

Der Preis von minus 500 Euro je Megawattstunde beschreibt keine Stromschwemme im einfachen Sinn. Er beschreibt eine Stunde, in der Erzeugung, Verbrauch, Netze, Förderung, Speicher und digitale Steuerung nicht zueinander passen. Haushaltsflexibilität bleibt wichtig, aber sie wird nicht schnell genug allein kommen. Wenn sonnige Feiertage nicht regelmäßig neue Kostenketten auslösen sollen, müssen Großbatteriespeicher als Teil der Infrastruktur geplant, reguliert und über die Netzkosten finanziert werden. Erst dann wird aus überschüssiger Erzeugung nicht nur ein Börsenproblem, sondern nutzbare Flexibilität im System.