Solarenergie als treibende Kraft der Energiewende?

Noch nie zuvor hatte die Photovoltaik in einem April einen derart hohen Anteil an der deutschen Stromerzeugung wie in diesem Jahr – sie steuerte 28,4 % bei (im Vergleich zu 19,2 % im April 2024). Doch diese Entwicklung hat auch negative Konsequenzen: Trotz der rekordverdächtigen PV-Einspeisung liegt der kumulierte Anteil der Erneuerbaren Energien am bisherigen Jahresstrommix unter dem Vergleichswert des Vorjahreszeitraums. Der Zuwachs bei der Solarenergie ist bislang nicht in der Lage die Rückgänge bei der Windstromerzeugung zu kompensieren.

An allen Aprilwochenenden wurde stundenweise eine negative Residuallast im landesweiten Stromnetz gemessen – mit einem Tiefstwert von -18 Gigawatt am 13. April. Dies bedeutet, dass das Angebot an Strom aus erneuerbaren Quellen zeitweise die Verbrauchernachfrage überstieg, was typischerweise zu negativen Strompreisen führt. Besonders betroffen waren die Mittagsstunden, in denen die PV-Einspeisung ihren täglichen Höchststand erreicht.

Den niedrigsten Stand verzeichneten die Strompreise am Spotmarkt am 6. April. Im Intraday-Handel lagen einzelne Viertelstundenpreise bei bis zu -1.000 Euro pro Megawattstunde; der Durchschnittswert (ID Average) zwischen 14 und 15 Uhr betrug -240 €/MWh. An Werktagen wurden zwar keine derart extremen Preisniveaus registriert, dennoch bewegten sich die Preise zur Mittagszeit regelmäßig nahe der Null-Euro-Grenze. Die Preisunterschiede zwischen den Tageszeiten, sogenannte Spreads, zeigten ein bereits bekanntes Muster: Günstige Strompreise zur Mittagszeit, gefolgt von deutlich höheren Preisen in den Abendstunden. Wochentags lagen diese Spreads meist zwischen 0 € (Mittag) und 150 € (Abendpeak); an Wochenenden reichte die Spanne von -50 € mittags bis zu 150 € am Abend.

Die Marktwerte für Erneuerbare Energien spiegeln die genannten Preistendenzen deutlich. Besonders stark war der Preisverfall bei Photovoltaik-Anlagen, die infolge häufiger negativer Börsenpreise während starker Solareinspeisung deutlich geringere Erlöse erzielten. Der mengenbasierte Durchschnittspreis am Spotmarkt, etwa für Bioenergie- und Wasserkraftwerke, belief sich im April auf 7,794 Cent/kWh – ein neues Jahrestief und ein Rückgang von 17,72 % im Vergleich zum Vormonat. Onshore-Windkraftanlagen erreichten durchschnittlich 7,314 Cent/kWh (-2,65 %), während Offshore-Anlagen mit 7,318 Cent/kWh minimal darüber lagen, was einem Rückgang von rund 10 % im Monatsvergleich entspricht – trotz höherer Volllaststunden und einer gesteigerten Capture Rate. Am stärksten betroffen war jedoch die Photovoltaik: Mit einem durchschnittlichen Erlös von lediglich 3,041 Cent/kWh musste sie im zweiten Monat in Folge erhebliche Verluste hinnehmen (-39,51 % gegenüber März).

Am 28. April ereignete sich ein großflächiger Stromausfall auf der Iberischen Halbinsel, der Spanien und Portugal sowie Teile Frankreichs betraf. Binnen fünf Sekunden kam es dort zum Zusammenbruch der Stromversorgung. Den deutschen Strommarkt ließ dieses Ereignis jedoch weitgehend unberührt; in Frankreich wurden hingegen kurzfristige Preisausschläge registriert.

Die Terminmarktpreise für Strom reagierten im April auf den Rückgang der Erdgaspreise mit nachgebenden Tendenzen. Der Strompreis für das Frontjahr 2026 fiel unter die Marke von 80 €/MWh und schloss den Monat bei etwa 75 €/MWh ab. Die Erdgaspreise sanken auf 32,50 €/MWh und markierten damit den bisherigen Tiefststand des Jahres. Seit dem Hoch im Februar hat sich Erdgas somit binnen zwei Monaten nahezu halbiert. Als Gründe für das schwache Marktumfeld kann die konjunkturelle Unsicherheit infolge globaler Handelskonflikte angeführt werden. Ein Rückgang der industriellen Produktion im Zuge sinkenden Welthandels hat zwangsläufig eine geringere Energienachfrage zur Folge – mit entsprechenden Auswirkungen auf die Preise.

Im zunehmend volatilen Strommarkt, der mittags Stromüberhänge und abends hohe Nachfrage verzeichnet, steigt die Bedeutung kurzfristig verfügbarer Ausgleichsreserven; dementsprechend hoch sind deren Preise. Der Regelenergiemarkt mit dem Spread zwischen Tageshöchstwerten und Tagestiefstwerten ist dafür ein wichtiger Indikator, ein weiterer sind die Übertragungsnetzbetreiber am Regelenergiemarkt. Hier verzeichneten die Preise im April durchweg Zuwachs. Anbieter von negativer Sekundärregelleistung – etwa Biogasanlagen – konnten bei durchgängiger Bereitstellung und Zuschlagserhalt von 1 MW regelbarer Leistung durchschnittliche Einnahmen in Höhe von 14.154 Euro erzielen. Das entspricht einem Plus von 70 % gegenüber dem Vormonat. Besonders hochpreisig zeigten sich die Zeitfenster drei und vier (8–12 Uhr und 12–16 Uhr), in denen die Solareinspeisung traditionell ihren Höhepunkt erreicht und ausgeglichen werden muss. Zusätzlich führten Wartungsarbeiten an konventionellen Kraftwerken zum Monatsende zu einer Angebotsverknappung auf dem Regelleistungsmarkt. Den Spitzenwert im April erreichte der Preis für negative Sekundärregelleistung am 29. April in der Zeitscheibe von 12 bis 16 Uhr mit 1.593 Euro – ein Monatsrekord.

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