Es war ein sonniger Feiertag mit weitreichenden Folgen: Am 1. Mai 2024 erlebte der deutsche Strommarkt ein Phänomen, das die Grenzen des aktuellen Marktdesigns schmerzhaft aufzeigte. Die Preise an der Strombörse EPEX Spot stürzten auf das technisch zulässige Minimum von minus 499,99 Euro pro Megawattstunde (MWh). Während Endverbraucher mit dynamischen Tarifen förmlich Geld für den Stromverbrauch erhielten, belastete diese Situation den Bundeshaushalt und die Stabilität der Netze massiv.
Als Regulatorik-Expertin stelle ich mir nicht nur die Frage, wie es dazu kam, sondern vor allem: Was bedeutet das für Sie als Stadtwerk? Warum müssen Sie sich mit diesen scheinbar abstrakten Börsenkapriolen auseinandersetzen? Die Antwort liegt in der regulatorischen Architektur, die sich gerade grundlegend wandelt – weg von der reinen Einspeiseförderung, hin zur systemdienlichen Flexibilität.
Die regulatorische Anatomie des 1. Mai: Wenn Strom zum Abfall wird
Rechtlich gesehen ist Strom eine Ware. Doch am 1. Mai wurde er regulatorisch wie Abfall behandelt, für dessen Entsorgung man bezahlen muss. Fast sechs Millionen Photovoltaik-Anlagen speisten ungebremst ein, während die Nachfrage feiertagsbedingt niedrig war. Die Kosten für diese „Entsorgung“ trugen zum großen Teil die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und letztlich der Steuerzahler über den Bundeszuschuss zum EEG-Konto.
Der regulatorische Kern des Problems findet sich in § 51 EEG 2023. Diese Vorschrift regelt die Verringerung der Zahlungen bei negativen Preisen. Für Anlagen, die nach dem 1. Januar 2021 in Betrieb gegangen sind, entfällt der Anspruch auf die Marktprämie, wenn der Spotmarktpreis für mindestens drei aufeinanderfolgende Stunden negativ ist. Doch das Problem sind die Bestandsanlagen und die Trägheit des Systems. Viele Anlagen speisen starr weiter, weil sie entweder noch unter alte Regelungen fallen oder die technischen Einrichtungen zur Fernsteuerbarkeit (§ 9 EEG) nicht konsequent genutzt werden.
Warum Sie als Stadtwerk jetzt handeln müssen
In Ihrer Rolle als lokaler Energieversorger und oft auch Verteilnetzbetreiber (VNB) sind Sie das Scharnier zwischen Erzeugung und Verbrauch. Die Ereignisse vom 1. Mai sind ein Weckruf aus drei strategischen Gründen:
- Bilanzkreismanagement: Extreme Preisvolatilität erhöht das Risiko in der Beschaffung. Wer keine Flexibilitäten im Portfolio hat, zahlt bei Fehlprognosen drauf.
- Netzstabilität und § 14a EnWG: Die BNetzA hat mit der Festlegung zur Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (BK6-22-300) den Weg für die aktive Steuerung im Niederspannungsnetz geebnet. Sie müssen lernen, diese Lasten (Wallboxen, Wärmepumpen) so zu steuern, dass sie PV-Spitzen abfedern.
- Kundenbindung durch dynamische Tarife: Gemäß § 41a EnWG sind Lieferanten ab 2025 verpflichtet, dynamische Stromtarife anzubieten. Tage wie der 1. Mai zeigen das Potenzial – aber auch das Erklärungsbedürfnis gegenüber dem Kunden.
Speicher als regulatorischer und wirtschaftlicher Gamechanger
Die aktuelle Datenlage verdeutlicht das Versäumnis der letzten Jahre. Hätten wir die bereits genehmigten Batteriespeicher-Kapazitäten von rund 46 GWh (mit ca. 25 GW Leistung) bereits am Netz, hätte das Bild am 1. Mai anders ausgesehen. Analysen zeigen, dass diese Kapazitäten bis zu 86 % der PV-Überschussproduktion bei negativen Preisen hätten aufnehmen können.
Regulatorisch sind Speicher heute besser gestellt als noch vor einigen Jahren. Gemäß § 11a StromNZV und den entsprechenden Befreiungen bei den Netzentgelten (§ 118 Abs. 6 EnWG für Bestandsanlagen) wird versucht, den „Double Charging“-Effekt (Zahlen von Netzentgelten bei Ein- und Ausspeisung) zu vermeiden. Dennoch fehlt oft noch der finale Anreiz für Stadtwerke, großskalige Quartierspeicher oder Heimspeicher-Cluster aktiv in die Bewirtschaftung einzubeziehen.
Innovative Ansätze: Das Beispiel Varel
Dass die Energiewende trotz regulatorischer Hürden innovativ sein kann, zeigt der heute eröffnete Moor-Solarpark in Varel. Hier wird deutlich, wie Flächensynergien genutzt werden können. Regulatorisch ist dies im Kontext der besonderen Solaranlagen gemäß § 37 Abs. 1 Nr. 3 EEG 2023 (z.B. Agri-PV oder Floating-PV) zu sehen. Solche Projekte zeigen, dass wir nicht nur über den Preis, sondern auch über die intelligente Flächennutzung und lokale Akzeptanz diskutieren müssen. Ein Stadtwerk, das solche Projekte initiiert, positioniert sich als Gestalter der regionalen Transformation.
Der regulatorische Ausblick: Was kommt auf uns zu?
Die BNetzA und die Strombörsen prüfen derzeit, ob die Grenzwerte für Gebote (derzeit -500 Euro/MWh) gesenkt werden müssen. Dies würde den Druck auf die Akteure erhöhen, Flexibilitäten bereitzustellen. Zudem steht die Reform des Marktdesigns auf EU-Ebene bevor, die PPA (Power Purchase Agreements) und Differenzverträge (CfDs) stärken will, um die Volatilität für Investoren zu dämpfen.
Für Sie im Stadtwerk bedeutet das konkret:
- Digitalisierung der Ortsnetzstationen: Ohne Transparenz im Netz können Sie die Flexibilitätspotenziale des § 14a EnWG nicht nutzen.
- Produktentwicklung: Entwickeln Sie Tarife, die Anreize für das Laden von Speichern bei negativen Preisen setzen.
- Asset Management: Prüfen Sie den Bau eigener Großbatteriespeicher an strategisch günstigen Netzverknüpfungspunkten.
Fazit der Regulatorik-Expertin
Negative Preise sind kein „Fehler“ des Marktes, sondern ein korrektes Preissignal für ein unflexibles System. Die Regulierung liefert mit dem EEG 2023, dem EnWG und den Festlegungen der BNetzA mittlerweile das Werkzeugheft. Es liegt nun an den Stadtwerken, diese Werkzeuge zu nutzen. Wer heute noch darauf wartet, dass die Sonne nicht scheint, hat die Zeichen der Zeit – und die Paragrafen der Gegenwart – nicht verstanden. Flexibilität ist die neue Währung der Energiewirtschaft. Sorgen Sie dafür, dass Ihr Stadtwerk liquide bleibt.
Quellen: § 51 EEG 2023; § 14a EnWG; BNetzA-Beschluss BK6-22-300; § 11a StromNZV; Monitoringbericht 2023 der BNetzA.