Deutschlands Strommarkt liefert mitten im September einen Vorgeschmack auf die kommenden Wintermonate. Für Montagabend schießt der Day-Ahead-Preis auf 740 Euro je Megawattstunde, während Wind und Sonne zur teuersten Viertelstunde zusammen weniger als zwei Gigawatt liefern sollen. Gleichzeitig weist die Prognose eine Lücke von mehr als 22 Gigawatt zwischen Strombedarf und der dargestellten geplanten öffentlichen Nettostromerzeugung aus.
19.45 Uhr in Deutschland: Von der Photovoltaik werden nur noch knapp 50 Megawatt erwartet, auch der Wind liefert kaum Strom. Der Strombedarf soll dagegen bei fast 58 Gigawatt liegen. Für diese Viertelstunde wurde an der Strombörse ein Day-Ahead-Preis von 740,01 Euro je Megawattstunde festgesetzt. Energy-Charts weist für diesen Zeitpunkt eine Lastprognose von 57.817 Megawatt aus. Dem stehen 35.597 Megawatt geplante öffentliche Nettostromerzeugung gegenüber. Dazwischen liegen mehr als 22 Gigawatt. Diese Lücke muss über weitere verfügbare Leistung, Speicher und den Stromhandel mit den Nachbarländern geschlossen werden.
Fast 200 Gigawatt Wind und Solar – weniger als zwei liefern
Noch deutlicher wird das Problem beim Blick auf Wind und Photovoltaik. Zur teuersten Viertelstunde werden für Solar nur noch knapp 50 Megawatt erwartet. Windkraft an Land soll rund 640 Megawatt liefern, Offshore-Wind gut 1.140 Megawatt. Zusammen kommen Wind und Sonne auf gerade einmal 1,83 Gigawatt. Deutschland verfügt inzwischen über rund 200 Gigawatt installierte Wind- und Solarleistung. In der kritischen Viertelstunde sollen davon weniger als ein Prozent davon tatsächlich als Strom fließen. Bezogen auf die prognostizierte Last von knapp 58 Gigawatt decken Wind und Sonne gerade einmal gut drei Prozent ab.
Die Arbeit übernehmen zu diesem Zeitpunkt vor allem andere Energieträger. Rund 11,2 Gigawatt sollen aus Braunkohle kommen, 7,3 Gigawatt aus Erdgas und 4,9 Gigawatt aus Steinkohle. Dazu kommen Pumpspeicher, Biomasse, Wasserkraft und weitere Erzeuger. Ausgerechnet Kohle und Gas liefern also einen großen Teil jener Elektrizität, die gebraucht wird, sobald Wind und Sonne nahezu ausfallen.
Von 152 auf 740 Euro innerhalb weniger Stunden
Die Börse reagiert entsprechend. Um 16 Uhr liegt der deutsche Day-Ahead-Preis noch bei rund 152 Euro je Megawattstunde. Um 18.30 Uhr sind es bereits 450 Euro, kurz vor 19 Uhr fast 585 Euro. Danach geht es über 649 und 700 Euro bis auf schließlich 740,01 Euro um 19.45 Uhr. Das Problem ist die enorme Spreizung. Noch am 5. September lag der deutsche Tagesdurchschnitt bei rund 42 Euro je Megawattstunde. Am 14. September sind es mehr als 256 Euro. Bei viel Wind und Sonne drückt das enorme Angebot die Preise nach unten, bei Flaute und Dunkelheit müssen innerhalb kurzer Zeit andere Kraftwerke, Speicher und der europäische Strommarkt einspringen. Doch diese extremen Ausschläge machen ein Stromsystem teuer, das immer stärker von Wetter, Jahres- und Tageszeit abhängt.
Der Preisschock bleibt auch nicht auf Deutschland beschränkt. Polen erreicht am Montag in der Spitze mehr als 705 Euro je Megawattstunde, Dänemark je nach Preiszone rund 760 bis 783 Euro. In Südschweden steigt der Spitzenpreis sogar auf knapp 800 Euro je Megawattstunde. Österreich liegt zeitweise über 630 Euro, Belgien bei mehr als 470 Euro und die Niederlande bei rund 420 Euro. Die europäischen Strommärkte hängen über Leitungen und gemeinsame Preisbildung eng zusammen. Knappheit in einer Region schlägt deshalb auf angrenzende Preiszonen durch, während gleichzeitig dieselbe Wetterlage mehrere Länder treffen kann. Die Karte zeigt jedenfalls deutlich: Der extreme Abendpreis ist kein rein deutsches Phänomen.
Und das ist erst der September
Der unangenehmste Teil kommt erst noch. Mitte September verschwindet die Solarproduktion ungefähr zu jener Zeit, in der der Strombedarf am Abend noch hoch ist. Im November und Dezember ist die Sonne schon Stunden früher weg, während Haushalte, Gewerbe und Industrie weiter Strom benötigen. Dann entsteht die gleiche Situation bereits am Nachmittag: Photovoltaik liefert praktisch nichts mehr, während die hohe Last bis weit in den Abend anhält. Bleibt gleichzeitig der Wind aus, muss das System diese Lücke über viele Stunden mit Kohle, Gas, Wasserkraft, Speichern und Importen überbrücken. Aus einer kurzen teuren Abendspitze kann dann eine deutlich längere Phase hoher Preise werden.
Die Bundesregierung weiß längst, dass Windräder und Solaranlagen allein keine jederzeit verfügbare Leistung garantieren. Das Versorgungssicherheitsmonitoring sieht deshalb bis 2035 einen zusätzlichen Bedarf von 22 bis 36 Gigawatt Gaskraftwerksleistung. Während Deutschland Kernkraftwerke abgeschaltet und Kohlekraftwerkskapazitäten reduziert hat, sollen nun neue Gaskraftwerke die Versorgung absichern, wenn Wind und Sonne ausfallen.
Der Montagabend zeigt das Problem in wenigen Zahlen: rund 200 Gigawatt Wind- und Solarleistung installiert, weniger als zwei Gigawatt erwartete Produktion zur teuersten Viertelstunde und 740 Euro für die Megawattstunde. Und dabei ist erst September.
