Das Jahr hat bekanntlich 8.760 Stunden. Davon sind rund 20 % bzw. 1.800 Stunden so genannte Sonnenstunden – also Zeiten mit einer Bestrahlungsstärke von mindestens 120 W/m².
Durch den rasanten PV-Zubau sehen wir immer öfter negative Stunden bei den Peakpreisen (8 bis 20 Uhr) – vor allem in den Mittagsstunden. Bereits im Mai 2020 haben wir auf diesen Effekt hingewiesen, weil der geringe Stromverbrauch in der Pandemie zum gleichen Ergebnis führte und gefragt, welche Folgerungen sich daraus ableiten lassen. Die Antwort bleibt die gleiche: Zum einen lässt sich mit Flexibilitätspotentialen Geld verdienen und zum anderen ist der Nutzen von PPA-Verträgen zur Direktstromlieferung aus Wind- und PV-Anlagen genau zu analysieren.
Eine aktuelle Analyse der norwegischen Beratungsgesellschaft „Thema“ zeigt: Die Zahl der Stunden mit negativen Preisen nimmt in ganz Europa zu, weil andere Länder beim PV-Ausbau nachziehen. In Frankreich, Deutschland und Belgien waren es im vergangenen Jahr jeweils rund 500 Stunden. 310 Stunden fielen in den viermonatigen Zeitraum zwischen Mai und August. Hiervon etwa 140 Stunden in die dreistündige Periode zwischen 12 und 15 Uhr. Die Peak-Preise sind im Sommerhalbjahr daher oft günstiger als Baseload (0 bis 24 Uhr).
Null- und Negativpreise: Das neue Normal?
Die Prognose für 2030 ist deutlich: Bis zu 1.500 Stunden mit Null- oder Negativpreisen könnten Realität werden. Dies entspricht rund 15 % des Jahres oder fast 40 % der Solarstromproduktion. Das birgt gleichzeitig Einsparpotenzial für flexible Verbraucher sowie zusätzliche Einnahmemöglichkeiten für Speicherlösungen. Die Analysten prognostizieren einen durchschnittlichen Jahresmarktwert von 40 €/MWh für Solarstrom in Deutschland im Jahr 2030. Das erscheint uns bei einem Jahresmarktwert im Jahr 2024 von 46,24 €/MWh hoch gegriffen.
Fazit: Wer in PV investiert will, sollte diese Entwicklung in seine Kalkulation einbeziehen. Für Verbraucher bietet sich hingegen die Chance, von dieser Entwicklung zu profitieren. Das neue Strommarktdesign honoriert Flexibilität auch in anderen Bereichen, z. B. um bei den Netzentgelten und der Neufassung des § 19 Abs. StromNEV zu profitieren. Für große Prozesswärmeverbraucher ist die Prüfung einer Power-to-Heat-Dampferzeugung (PtH) Pflicht. Damit lässt sich ein Teil der benötigten Wärme kostengünstig mit klimaneutralem EE-Überschussstrom erzeugen.