Mit der Zunahme erneuerbarer Energie an der Nettostromerzeugung steigt die Häufigkeit negativer Börsenstrompreise. Im ersten Halbjahr 2025 fiel der Preis am Day-Ahead-Markt an 389 Stunden unter null – fast so oft wie im ganzen letzten Jahr (457 h). Den Produzenten grünen Stroms drohen Abschmelzungen ihrer Vergütungen oder schlimmstenfalls Forderungen, wenn sie während negativer Preise einspeisen. Wie sich diese Kosten vermeiden und die Direktvermarktung optimieren lässt, erläutern Helen Säuberlich und Kevin Schmidt.

Wieso entstehen negative Börsenstrompreise und was bedeuten sie für die Direktvermarktung?

Helen Säuberlich: Negative Strompreise entstehen, wenn die Stromerzeugung den Bedarf übersteigt und die Flexibilität des Marktes Angebot und Nachfrage nicht ins Gleichgewicht bringen kann. Am Day-Ahead-Markt trat das im vorigen Jahr an über fünf Prozent der Stunden auf, Tendenz steigend. Für flexible Verbraucher sind die Preise ein Anreiz, in diesen Zeiten zu kaufen. Für Stromerzeuger aber bedeutet es, dass die Einspeiseleistung von PV- oder Windkraft-Anlagen abgeregelt werden kann oder dass Erlöseinbußen entstehen können, wenn sie trotz des Überangebots Strom einspeisen.

Sind negative Strompreise ein Thema, dass uns länger beschäftigen wird?

Kevin Schmidt: Ja, durchaus. Die Sektorenkopplung und der Bau von Stromspeichern durch die Energiewirtschaft, die Industrie und Einspeiser führt zwar zu mehr Flexibilität, um Angebot und Nachfrage besser in Balance zu bringen. Aber noch bis in die 2030er-Jahre werden die Stunden mit negativen Preisen wahrscheinlich zunehmen.

Wie unterstützt SachsenEnergie Direktvermarktungskunden, damit sie mit negativen Preisen besser umgehen können?

Helen Säuberlich: Unser Team berät Geschäftskunden, wie sie die Einspeisung in diesen Zeiten unterbinden können. Denn nur so lassen sich Einbußen, die eine Einspeisung bei negativen Preisen mit sich bringen kann, zuverlässig vermeiden. Im Wesentlichen kommen zwei Ansätze in Frage: Einspeiseabregelung und Zwischenspeichern. Bei der Abregelung geht es nur um den Strom, der ins Netz gespeist wird, nicht um den selbst genutzten. Wir analysieren mit unseren Kunden gerne, welche Technik sie dazu benötigen, zum Beispiel in der Anlagensteuerung oder Fernwirktechnik.

Kevin Schmidt: Bezüglich der Speicher gibt es mehrere Nutzungsoptionen: Zum einen kann ein Unternehmen einen Stromspeicher installieren, um Flexibilität anzubieten. Auch bei der Flexibilitätsvermarktung helfen wir unseren Kunden.

Zum anderen kann ein Speicher als Puffer der grünen Stromerzeugung verwendet werden, damit das Einspeisen ins Netz vorzugsweise bei hohen Preisen erfolgt. Bezüglich des Börsenhandels wäre es ideal, wenn der Speicher eine Einspeisung bei negativen Preisen stets vermeiden und Strom zwischenspeichern könnte. Das wäre aber unwirtschaftlich, wenn die Speicherkapazität die meiste Zeit ungenutzt bleibt. Daher sind Mischnutzungen des Speichers oft wirtschaftlicher, etwa ein Optimieren der Direktvermarktung und eine Lastspitzenkappung bei Strombezug oder eine Optimierung der Eigenstromnutzung. Beim Ermitteln einer wirtschaftlichen Mischnutzung und der passenden Speichergröße unterstützt unser Team Direktvermarktungskunden gerne.

Die Direktvermarktung mit einem Speichersystem ist vermutlich für Betreiber nicht EEG-geförderter Anlagen besonders attraktiv?

Helen Säuberlich: Ja, da ist richtig, denn die Direktvermarktung nicht geförderter Anlagen ist noch stärker von den Preisschwankungen an der Börse betroffen, weil die Marktprämie entfällt. Durch ein geschicktes Speichermanagement lässt sich die Einspeisung oft in die Zeitfenster mit hohen Börsenstrompreisen verlagern und der Durchschnittserlös steigern.