Der Spotmarkt unterteilt sich in Day-Ahead- und Intraday-Handel [5]. Laut Elektrizitätsbinnenmarktverordnung soll der kurzfristige Stromhandel für die flexible Abnahme von Strom in den Fokus rücken, da hier Angebot und Nachfrage stündlich bis viertelstündlich aufeinandertreffen und durch den Preis erkennen lassen, ob ein Stromüberschuss oder ein Strommangel vorliegt [6]. Abb. 3 zeigt den Verlauf der Stromkosten exemplarisch für einen Tag im Juni. Deutlich wird, dass der Strompreis volatil ist. In den Mittagsstunden ist hier zu erkennen, dass tendenziell Stromüberschuss vorliegt. Morgens und abends sind die Stromkosten tendenziell höher.

Am Day-Ahead-Markt kann ab 45 Tagen vor Lieferung und spätestens bis 12 Uhr am Vortag der Lieferung Strom eingekauft werden. Die Marktteilnehmer geben bis zur Schließung der Gebotsbücher (sog. Gate Closure) die Menge des Stroms pro Stunde an, die sie an- oder verkaufen wollen. Danach werden die Angebots- und Nachfragekurven verglichen und ein Preis nach dem Merit-Order-Prinzip gebildet [5].

Die Merit-Order sortiert die zur Verfügung stehenden Kraftwerke nach ihren Grenzkosten, also den kurzfristig möglichen Kosten für den Betrieb des Kraftwerks. Dabei werden keine Fixkosten berücksichtigt, sondern nur variable Kosten, wie bspw. die Brennstoffkosten. Da die Grenzkosten für Strom aus PV und Windrädern nahe null sind, werden sie als Erstes für die Deckung des Bedarfs herangezogen. Danach folgen je nach Brennstoffkosten Kernkraft-, Braun- und Steinkohle- und Gaskraftwerke. Reicht die Leistung der Erneuerbaren nicht aus, um die Nachfrage abzudecken, werden die nächstteureren Kraftwerke herangezogen, bis sich Angebot und Nachfrage decken. Das letzte Kraftwerk, das benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, ist das sog. Grenzkraftwerk. Es bestimmt den Strompreis für diese Stunde. Liegen die Grenzkosten des Grenzkraftwerks bei 100 €/MWh, bedeutet das, dass auch die Betreiber von Photovoltaikanlagen ihren Strom für 100 €/MWh verkaufen [7]. Die Mindesthandelsmenge an der Börse liegt bei 0,1 MWh [5]. Gesetzlich vorgeschrieben sind nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung 0,5 MWh oder kleiner [6].

Wie beim Day-Ahead-Handel können beim Intraday-Handel Gebote frühestens 45 Tage vor dem Liefertermin platziert werden. Im Auktionshandel sind die Marktmechanismen die gleichen wie beim Day-Ahead-Handel. Statt stundenweise werden hier 15-Minuten-Kontrakte für den Folgetag gehandelt.

Ursachen von Niedrigpreisphasen

Niedrigpreisphasen oder sogar negative Preise entstehen grundsätzlich an der Strombörse, wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt. Früher traten diese hauptsächlich an Sonn- und Feiertagen auf, an denen erheblich weniger Strom benötigt wurde, da die Industrie an diesen Tagen kaum produzierte. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien treten diese Niedrigpreisphasen auch abseits der großen Feiertage auf [8]. Während es im Jahr 2013 63 Stunden negative Preise gab, waren es im Jahr 2023 bereits 301 Stunden [9].

Eine von Agora Energiewende in Auftrag gegebene Studie zu den Gründen negativer Preise im Zeitraum von 2012 bis 2013 kommt zu dem Ergebnis, dass nicht nur der Ausbau der Erneuerbaren für den Anstieg verantwortlich ist. Als Hauptgrund nennt die Studie die Inflexibilität des restlichen Kraftwerkparks, denn in den betrachteten Stunden lag der Anteil von PV- und Windstrom am Gesamtangebot bei 65 %. Darüber hinaus konnten die Forschenden beobachten, dass Kernkraftwerke ihre Leistung in dem Zeitraum um 35 % und Braunkohlekraftwerke um 50 bis 60 % reduziert hatten. Gas- und Steinkohlekraftwerke konnten ihre Leistung fast vollständig drosseln. Die negativen Strompreise haben ihre Begründung demzufolge nicht in einer Überproduktion von erneuerbaren Energien, sondern in der nicht ausreichenden Anpassbarkeit der Leistung (Flexibilität) der konventionellen Kraftwerke [8].

Im Jahr 2024 liegt der Anteil an erneuerbaren Energien in Zeiten negativer Strompreise regelmäßig bei über 80 %. Kernkraftwerke wurden bis 2023 vollständig abgeschaltet und der Anteil von Stein- und Braunkohle im Strommix reduziert [10].

Ein weiterer Einfluss, der sich ähnlich wie unflexible Kraftwerke auswirkt, sind nicht geregelte PV-Anlagen. Etwa 70 % der installierten Photovoltaik-Leistung entfallen auf kleinere Dachanlagen. Anders als große Freiflächenanlagen bekommen diese eine Einspeisevergütung. Das bedeutet, dass jede produzierte Kilowattstunde mit einem festgelegten Preis vergütet wird. Dabei wird die Angebots- und Nachfragesituation nicht berücksichtigt. Diese Anlagen haben einen Anreiz, auch dann noch zu produzieren, wenn die Preise schon im negativen Bereich sind. Für den Juli 2024 wird geschätzt, dass 60 GW Photovoltaik in der Einspeisevergütung sind [11]. Der gesamte Kraftwerkspark hat zum Vergleich eine Leistung von 249 GW [12]. Die Last, also der tatsächliche Stromverbrauch pro Stunde, liegt wochentags zwischen 40 GW und 70 GW [13]. Die Agora-Studie zeigt, dass die Einspeisung von Solarstrom in Stunden mit stark negativen Strompreisen den mit Abstand größten Anteil hat [11]. Da die Gefahr von Stromüberschüssen steigt, wenn weiterhin neue PV-Anlagen eine Einspeisevergütung erhalten und negative Strompreise das System belasten, wird derzeit in Deutschland diskutiert, diese abzuschaffen. Als Sofortmaßnahme steht im Raum, ab 2025 in Stunden negativer Strompreise keine Einspeisevergütung mehr zu zahlen [14].

Zusammensetzung der Kosten für elektrische Energieine von Agora Energiewende in Auftrag gegebene Studie zu den Gründen negativer Preise im Zeitraum von 2012 bis 2013 kommt zu dem Ergebnis, dass nicht nur der Ausbau der Erneuerbaren für den Anstieg verantwortlich ist. Als Hauptgrund nennt die Studie die Inflexibilität des restlichen Kraftwerkparks, denn in den betrachteten Stunden lag der Anteil von PV- und Windstrom am Gesamtangebot bei 65 %. Darüber hinaus konnten die Forschenden beobachten, dass Kernkraftwerke ihre Leistung in dem Zeitraum um 35 % und Braunkohlekraftwerke um 50 bis 60 % reduziert hatten. Gas- und Steinkohlekraftwerke konnten ihre Leistung fast vollständig drosseln. Die negativen Strompreise haben ihre Begründung demzufolge nicht in einer Überproduktion von erneuerbaren Energien, sondern in der nicht ausreichenden Anpassbarkeit der Leistung (Flexibilität) der konventionellen Kraftwerke [8].

Im Jahr 2024 liegt der Anteil an erneuerbaren Energien in Zeiten negativer Strompreise regelmäßig bei über 80 %. Kernkraftwerke wurden bis 2023 vollständig abgeschaltet und der Anteil von Stein- und Braunkohle im Strommix reduziert [10].

Ein weiterer Einfluss, der sich ähnlich wie unflexible Kraftwerke auswirkt, sind nicht geregelte PV-Anlagen. Etwa 70 % der installierten Photovoltaik-Leistung entfallen auf kleinere Dachanlagen. Anders als große Freiflächenanlagen bekommen diese eine Einspeisevergütung. Das bedeutet, dass jede produzierte Kilowattstunde mit einem festgelegten Preis vergütet wird. Dabei wird die Angebots- und Nachfragesituation nicht berücksichtigt. Diese Anlagen haben einen Anreiz, auch dann noch zu produzieren, wenn die Preise schon im negativen Bereich sind. Für den Juli 2024 wird geschätzt, dass 60 GW Photovoltaik in der Einspeisevergütung sind [11]. Der gesamte Kraftwerkspark hat zum Vergleich eine Leistung von 249 GW [12]. Die Last, also der tatsächliche Stromverbrauch pro Stunde, liegt wochentags zwischen 40 GW und 70 GW [13]. Die Agora-Studie zeigt, dass die Einspeisung von Solarstrom in Stunden mit stark negativen Strompreisen den mit Abstand größten Anteil hat [11]. Da die Gefahr von Stromüberschüssen steigt, wenn weiterhin neue PV-Anlagen eine Einspeisevergütung erhalten und negative Strompreise das System belasten, wird derzeit in Deutschland diskutiert, diese abzuschaffen. Als Sofortmaßnahme steht im Raum, ab 2025 in Stunden negativer Strompreise keine Einspeisevergütung mehr zu zahlen [14].