Für 2025 meldete die Bundesnetzagentur 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen. Im Vorjahr waren es 457 Stunden. Gleichzeitig gab es aber auch 40 Stunden mit Großhandelspreisen von mehr als 300 Euro je Megawattstunde. Das ist die eigentliche Botschaft: Der Strommarkt wird nicht einfach nur billiger. Er wird volatiler. (Bundesnetzagentur)
Ein besonders anschauliches Beispiel liefert der 11. Mai 2025. An diesem Sonntag fiel der Day-Ahead-Preis am deutschen Strommarkt zeitweise auf rund minus 250 Euro je Megawattstunde. Ursache war eine hohe Photovoltaik-Erzeugung bei gleichzeitig geringem Verbrauch. In solchen Stunden kann es für bestimmte Verbraucher mit dynamischen Tarifen tatsächlich dazu kommen, dass Stromverbrauch vergütet wird. Das heißt: Wer genau in dieser Stunde Strom abnimmt, kann für diesen Verbrauch rechnerisch Geld erhalten. (FfE)
Negative Strompreise entstehen, wenn sehr viel Strom angeboten wird, die Nachfrage aber gleichzeitig gering ist und das System diesen Strom nicht ausreichend aufnehmen, transportieren oder speichern kann. Die Bundesnetzagentur beschreibt das typische Muster: hohe Wind- oder Photovoltaikeinspeisung trifft auf niedrige Nachfrage, häufig an Wochenenden oder Feiertagen. Tiefe Informationen hierzu stellt die Bundesnetzagentur auf ihrer Webseite bereit. (SMARD)
3 Milliarden Euro für das „Netzanpassungsmanagement“
Im Jahr 2024 lag das gesamte Maßnahmenvolumen des deutschen Netzengpassmanagements bei rund 30.304 Gigawattstunden. Die vorläufigen Gesamtkosten betrugen rund 2,776 Milliarden Euro. Im Jahr 2023 waren es sogar 3,335 Milliarden Euro. (SMARD)
Auch 2025 blieb das Problem groß. Das gesamte Maßnahmenvolumen des Netzengpassmanagements lag nahezu unverändert bei rund 30.319 Gigawattstunden. Bei erneuerbaren Energien wurden 2025 rund 9.379 Gigawattstunden abgeregelt. Besonders auffällig: Die Abregelung von Photovoltaikanlagen stieg gegenüber 2024 um rund 94 Prozent auf 2.704 Gigawattstunden. Ursache waren vor allem der starke PV-Zubau und eine hohe Sonneneinstrahlung im Frühjahr und Sommer. (SMARD)
Das ist ein gutes Beispiel für den Infrastrukturengpass. Deutschland erzeugt immer mehr Strom aus erneuerbaren Quellen. Aber ein Teil dieses Stroms entsteht nicht dort, wo der Verbrauch sitzt, und nicht zu der Zeit, in der der Verbrauch hoch genug ist. Dann müssen Netzbetreiber eingreifen. Diese Eingriffe sind keine Ausnahme mehr, sondern Teil des laufenden Systembetriebs.
Die Fachleute nennen dies „Redispatch“. Dies bedeutet vereinfacht ausgedrückt: Kraftwerke oder Erzeugungsanlagen werden nicht so betrieben, wie es der Markt eigentlich vorsehen würde, sondern so, wie es das Netz gerade benötigt und verkraften kann. Wenn eine Leitung überlastet zu werden droht, wird vor dem Engpass Erzeugung heruntergefahren. Hinter dem Engpass wird dafür andere Erzeugung hochgefahren. So wird ein Lastfluss erzeugt, der die überlastete Leitung entlastet. (Bundesnetzagentur)
Warum dauert der Netzausbau so lange?
Die naheliegende Frage lautet: Wenn das Netz der Flaschenhals ist, warum bauen wir es nicht einfach schneller aus? Die Antwort ist: weil Stromnetze keine normalen Industrieanlagen sind. Eine große Höchstspannungsleitung ist ein langes, raumgreifendes Infrastrukturprojekt. Sie berührt Grundstücke, Gemeinden, Naturschutzfragen, Landwirtschaft, Verkehrswege, Flüsse, Bergwerke, Wälder, technische Sicherheitsfragen und politische Interessen. Die zahlreichen Möglichkeiten, eine Genehmigung durch Einsprüche zu verzögern, spielen sicherlich auch eine Rolle. Deshalb reicht es nicht, Geld bereitzustellen. Es braucht Planung, Genehmigung, Trassenfindung, Baukapazitäten und Akzeptanz.
Der Bedarf ist erheblich. Die Bundesnetzagentur nennt für den Netzausbau einen Gesamtbedarf von rund 16.800 Kilometern Höchstspannungsleitungen. Für rund 9.600 Kilometer ist die Bundesnetzagentur zuständig. Davon waren zuletzt für rund 4.668 Kilometer die Verfahren vollständig abgeschlossen. Erst mit dem Planfeststellungsbeschluss steht der genaue Verlauf fest und der Netzbetreiber darf mit den Bauarbeiten beginnen. (Netzausbau)
SuedLink ist ein gutes Beispiel. Diese Leitung soll Windstrom aus dem Norden in verbrauchstarke Regionen im Süden bringen. Die vollständige Genehmigung wurde im Oktober 2025 als Meilenstein gemeldet. SüdLink brauchte von der politischen bzw. gesetzlichen Grundsatzentscheidung bis zur vollständigen Baugenehmigung rund zwölf Jahre. Der Anschluss ans Netz ist bis 2028 vorgesehen. Allein dieses Projekt zeigt, wie komplex der Bau ist: Unter der Elbe wird ein 5,5 Kilometer langer begehbarer Kabeltunnel gebaut; zwischen Bad Friedrichshall und Leingarten verläuft die Leitung über 16 Kilometer innerhalb eines Bergwerks. Zusätzlich wurden bereits vorab naturschutzrechtliche Ausgleichsmaßnahmen, Unterbohrungen und Rodungsmaßnahmen ermöglicht. (Bundesnetzagentur)
Speicher: Strom von der falschen Stunde in die richtige Stunde bringen
Wenn Strom mittags im Überfluss vorhanden ist, abends aber knapp wird, liegt eine Lösung nahe: speichern. Batteriespeicher sind dafür besonders geeignet, kurzfristige Schwankungen auszugleichen. Sie können Strom aufnehmen, wenn er billig oder überschüssig ist, und ihn später wieder abgeben, wenn die Nachfrage steigt.
Der Ausbau nimmt bereits Fahrt auf. Nach Fraunhofer ISE stieg die Kapazität der Großbatteriespeicher im Jahr 2025 von 2,3 auf 3,7 Gigawattstunden. Insgesamt waren knapp 25 Gigawattstunden Batteriespeicherkapazität installiert, davon der größte Teil als Heimspeicher. Modellierungen des Fraunhofer ISE zeigen je nach Szenario bis 2030 einen Speicherbedarf von 100 bis 170 Gigawattstunden. (Fraunhofer ISE)
Batterien lösen aber nicht jedes Problem. Sie sind stark bei Minuten-, Stunden- und Tagesverschiebungen. Sie sind weniger geeignet, große Energiemengen über Wochen oder ganze Jahreszeiten zu speichern.
Pumpspeicherkraftwerke sind technisch bewährt. Bei Stromüberschuss wird Wasser in ein höher gelegenes Becken gepumpt. Bei Strombedarf fließt es wieder nach unten und treibt Turbinen an. Der Vorteil ist die hohe Zuverlässigkeit. Der Nachteil ist die begrenzte Verfügbarkeit geeigneter Standorte. In Deutschland lassen sich Pumpspeicher nicht beliebig ausbauen.
Wasserstoff kann eine Rolle für längere Zeiträume spielen. Überschüssiger Strom wird genutzt, um Wasser per Elektrolyse in Wasserstoff und Sauerstoff zu zerlegen. Der Wasserstoff kann gespeichert und später wieder verwendet werden, etwa in Industrieprozessen, Kraftwerken oder perspektivisch in Teilen des Verkehrs. Der Nachteil liegt in den Umwandlungsverlusten. Wasserstoff ist deshalb nicht die billigste Lösung für kurzfristige Stromspeicherung, aber eine mögliche Lösung für saisonale Speicherung, industrielle Anwendungen und gesicherte Leistung.
Investments in Netzausbau und Stromspeicher bieten exzellente Renditechancen
Für Anleger bedeutet es: Der Blick sollte sich vom einzelnen Windrad oder Solarmodul auf das gesamte Energiesystem erweitern. Die attraktivsten langfristigen Chancen entstehen dort, wo der Engpass am größten ist: bei Netzen, Speichern, Steuerung und Infrastruktur.
In der verwalteten Anlagestrategie „Vermögen fürs Leben“ sind wir mit einem Teil der Allokation in die Wertschöpfungskette der Batteriespeicher und mit einem erheblichen Teil in den Aufbau von Stromnetzen investiert.
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