Der Ausbau der erneuerbaren Energien schreitet in Deutschland weiter voran – insbesondere die Photovoltaik verzeichnet ein starkes Wachstum. Im Jahr 2024 wurden 16 GW an neuen Solaranlagen ans Netz angeschlossen. Damit wuchs der Bestand an Solaranlagen auf inzwischen über 100 GW. Über zehn Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms wird inzwischen direkt von der Sonne geliefert. Der Zubau setzt sich auch 2025 mit großem Tempo fort. Diese Entwicklung führt zu einer schnell wachsenden Erzeugung und Einspeisung von Solarstrom, was neue Anforderungen an die Marktintegration des Solarstroms und für die Stabilität des Stromnetzes mit sich bringt.

Ein Teil der PV-Anlagen, insbesondere die kleinen Solaranlagen, erzeugt unabhängig vom aktuellen Bedarf Strom aus der solaren Strahlungsenergie. Die Betreiber dieser Anlagen reagieren nicht auf Preissignale, sondern übergeben den nicht selbst verbrauchten Strom dem Anschlussnetzbetreiber, der sich um die Vermarktung des Stroms kümmern muss.

Dass der Betreiber der Solaranlage sich nicht selbst um den eingespeisten Strom kümmern muss, war in den ersten anderthalb Jahrzehnten der Energiewende für alle erneuerbare Anlagen so vorgesehen. Es war Teil der Förderung, mit der dem Ausbau der erneuerbaren Energien der Weg geebnet wurde: Der Anlagenbetreiber kümmert sich um die Anlage, der Netzbetreiber kümmert sich um den Strom.

Bereits seit 2012 werden die erneuerbaren Energien Zug um Zug stärker in den Strommarkt integriert. Zunächst konnten die Anlagen ab 2012 freiwillig in die sogenannte „Direktvermarktung“ wechseln. Ab 2014 wurde dies zur Pflicht. Zunächst galt die Pflicht nur für sehr große Anlagen mit einer Leistung von mehr als 400 kW. Die Größengrenze wurde zügig abgesenkt und liegt heute bei 100 kW.

Die Betreiber von Anlagen in der Direktvermarktung „spüren“ die Marktpreise und reagieren auf die Preissignale. Wenn Strom im Überfluss vorhanden ist, sinken die Preise auf null oder sogar ins Minus. Dann werden direktvermarktete Anlagen von ihrem Betreiber abgeregelt.
Anlagenbetreiber, die ihren Strom weiterhin dem Netzbetreiber übergeben dürfen, spüren das Preissignal hingegen nicht. Sie erzeugen Strom, wenn die Sonne scheint – auch wenn der Strom von niemandem mehr genutzt werden kann.

Dies kann die Systemstabilität an sonnenstarken Tagen mit geringem Stromverbrauch erheblich belasten.

Ein anschauliches Beispiel, welche Größenordnung die PV-Erzeugung heute bereits aufweist, liefert der Ostersonntag 2025. Zwischen 12 und 15 Uhr wurde die sogenannte Netzlast (inkl. Pumpspeicher) – also der gesamte aus dem Stromnetz bezogene Stromverbrauch in Deutschland – fast vollständig durch Erneuerbaren Strom gedeckt. Zwischen 12 und 13 Uhr, auf dem Höhepunkt der Solarproduktion, überschritt allein die Einspeisung aus Erneuerbaren Anlagen den gesamten Bedarf um mehr als 1 Gigawatt, was hauptsächlich auf Photovoltaik-Anlagen zurückzuführen ist. Da zusätzlich konventionelle Kraftwerke einspeisten, lag die Gesamterzeugung insgesamt mehr als acht Gigawatt über der deutschen Netzentnahme. Diese Strommenge wurde über den Stromhandel physikalisch in die Nachbarländer exportiert.

Eine wachsende Einspeisung von Solarstrom kann zu Netzengpässen führen; eine ungesteuerte Einspeisung von Solarstrom zu Frequenzschwankungen.

Netzengpässe:

In Regionen mit hoher Sonneneinstrahlung, einer großen PV-Anlagendichte und gleichzeitig niedriger Lastdichte kann es vorkommen, dass die regionalen Stromnetze an ihre Kapazitätsgrenzen stoßen. Die örtliche Netzinfrastruktur ist nicht überall dafür ausgelegt, die großen Mengen an lokal erzeugtem Strom abzutransportieren, wenn gleichzeitig regional nur wenig Strom verbraucht wird. Engpässe können in der Mittagszeit insbesondere in ländlichen Gebieten auftreten, zum Beispiel an Feiertagen, an denen Industrie- und Gewerbebetriebe einen geringen Verbrauch haben.

Die Netzbetreiber haben viele technische Möglichkeiten einzugreifen: Bei Leitungsüberlastungen ergreifen sie sogenannte Redispatch-Maßnahmen. Dabei wird die Einspeisung von PV-Strom in den Bereichen vor einem Engpass reduziert (sog. negativer Redispatch). Gleichzeitig werden hinter dem Engpass andere Erzeugungsanlagen hochgefahren (positiver Redispatch). Die Betreiber der betroffenen Anlagen erhalten für die Eingriffe einen Ausgleich, der sie so stellt, als hätte der Eingriff nicht stattgefunden.

Im Jahr 2024 betrug das Maßnahmenvolumen von negativem Redispatch mit Photovoltaik-Anlagen rund 1.400 GWh und stieg damit im Vergleich zu 2023 um fast 100 Prozent (706 GWh). Im Vergleich zum negativen Redispatch mit anderen Energieträgern (12.935 GWh) handelt es sich (noch) um relativ geringe Volumina.

Systemungleichgewicht:

Ein Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch würde die Netzfrequenz aus dem Takt bringen. Diese muss stabil bei 50 Hertz gehalten werden. Bei einer zu hohen Einspeisung von Strom ins Netz ohne entsprechenden Verbrauch würde die Netzfrequenz über diesen Sollwert ansteigen. Das Stromnetz ist jedoch auf eine sehr stabile Frequenz angewiesen – schon geringe Abweichungen können gravierende Folgen haben. Die Netzfrequenz ist europaweit einheitlich und schwankt nur um weniger als ein Zehntel Hertz um ihren Sollwert. Bereits bei einer Steigerung der Netzfrequenz auf 50,2 Hz springen in ganz Europa die Alarmpläne an. Oberhalb von dieser Frequenz würden auch die meisten PV-Anlagen ihre Erzeugung automatisch schrittweise drosseln – für einen stabilen Netzbetrieb ist das hoch riskant.

Theoretisch können die Übertragungsnetzbetreiber neben Abschaltungen von Erzeugern auch die sog. Regelenergie nutzen. Als Regelenergie bezeichnet man die Energie, die ein Netzbetreiber benötigt, um unvorhergesehene Frequenzschwankungen in seinem Stromnetz auszugleichen. Die Regelenergie steht aber für unvorhergesehene Situationen bereit und soll nicht für das vorhersehbare Problem der Stromspitzen verwendet werden.

Das wichtigste Instrument zur Vermeidung von Systemungleichgewichten ist der Strommarkt. Wenn eine starke Solarstrahlung auf eine geringe Nachfrage trifft, dann sinkt der Strompreis auf den Strommärkten auf null oder er wird sogar negativ. Bei negativen Preisen zahlt der Stromerzeuger dem Verbrauch Geld dafür, dass er Strom verbraucht. In solchen Situationen, die bei hohen PV-Erzeugungsmengen nicht unerwartet auftreten, schöpft der Markt die Nachfrageflexibilität weitgehend aus. Da Deutschland eng mit den Strommärkten in den Nachbarländern verbunden ist, wird in Zeiten mit geringen oder negativen Strompreisen viel Strom über die Grenzen exportiert. Dies hilft bei der Stabilisierung der Märkte und der Stromnetze. Ohne die Nachfrage im Ausland würde der Preis in Deutschland noch weiter ins Minus sinken.

Konventionelle Kraftwerke und alle großen EE-Anlagen, die in der Direktvermarktung sind, haben einen großen Anreiz das Entstehen solcher Situationen von vornherein zu vermeiden, weil sie für jede eingespeiste Kilowattstunde Strom auch einen Abnehmer im In- oder Ausland finden müssen. Kleine PV-Anlagen, die ihren Strom ins Netz einspeisen, ohne sich um die Nachfrage zu kümmern, können dagegen zu einem Risiko für die Stabilität der Netzfrequenz werden. Mit fortschreitendem Zubau kleiner PV-Anlagen steigt auch die Strommenge an, die ohne Preisreaktion ins Netz fließt. Dadurch nimmt das Stabilitätsproblem tendenziell weiter zu.
Die Netzbetreiber dürfen und müssen, wenn sich ein solches Stabilitätsproblem abzeichnet, alle erforderlichen Maßnahmen ergreifen, um die Netzfrequenz stabil zu halten. Insbesondere dürfen und müssen die Netzbetreiber in derartigen Situationen Erzeugungsanlagen aller Art abschalten. Dies können konventionelle Kraftwerke, Windanlagen und KWK-Anlagen, Speicher und natürlich auch Solaranlagen sein. Damit dies in einem ausreichenden Maß möglich ist, müssen die Anlagen vom Netzbetreiber steuerbar sein.

Tatsächlich sind von den Kleinanlagen nur die wenigsten vom Netzbetreiber steuerbar. Dies liegt daran, dass diese Steuerbarkeit nicht gesetzlich vorgegeben ist: Im Wesentlichen gilt, dass Anlagen mit einer Leistung von weniger als 25 kW nicht steuerbar sein müssen. Es hat aber seine Ursache auch darin, dass viele Netzbetreiber bisher keine Methoden aufgebaut haben, mit denen sie fernsteuerbare Anlagen zwischen 25 und 100 kW auch tatsächlich ansteuern könnten. Im Ergebnis lässt sich von den Anlagen unter 100 kW nur ein kleiner Teil abregeln, wenn Frequenzprobleme drohen.

Schätzungen zufolge ist rund die Hälfte der Solaranlagen steuerbar. Von den gut 100 GW installierter Leistung können demnach aktuell rund 50 GW aus verschiedenen Gründen nicht vom Netzbetreiber ferngesteuert werden. Zum Glück speisen die kleinen Anlagen nicht alle gleichzeitig ihre maximale Leistung ein, da sie verschattet, nicht nach Süden ausgerichtet, verschmutzt oder degradiert sind. Es lässt sich annehmen, dass bei dem in der Einleitung abgebildeten Tag der gelbe „Berg“ in Höhe von 39 GW weit überwiegend aus der Netzeinspeisung kleiner, nicht fernsteuerbarer Anlagen stammt.

Zusätzlich läuft auch an solchen Tagen ein Teil der fossilen Kraftwerke weiter. Dabei ist zwischen der sog. Mindesterzeugung und dem sog. Erzeugungssockel zu unterscheiden. Die Mindesterzeugung ist der kleinere Teil; sie wird für bestimmte Systemdienstleistungen im Stromnetz benötigt und kann nicht reduziert werden. Beispielsweise sind die ÜNB verpflichtet, sogenannte „negative Regelleistung“ vorzuhalten, um auf ungeplante Zwischenfälle im Stromnetz reagieren zu können. Damit ein Kraftwerk „negative Regelleistung“ anbieten kann, muss es laufen und Strom erzeugen. Auf diese „Mindesterzeugung“ kann und darf nicht verzichtet werden.

Den konventionellen Erzeugungssockel stellen dagegen Kraftwerke (insbesondere Kohlekraftwerke und KWK-Anlagen) dar, die aus ökonomischen Gründen ihre Leistung nur eingeschränkt anpassen, weil sie hohe Anfahrtskosten haben oder weil sie Wärmelieferpflichten zu erfüllen haben. Zudem bewirkt das Eigenverbrauchsprivileg bei Netzentgelten, Steuern und Abgaben, dass – insbesondere in der Industrie – die Stromerzeugung im eigenen Kraftwerk auch bei negativen Preisen ökonomische Vorteile gegenüber dem Netzbezug hat. Diese Erzeugung würde bei einem drohenden Systemungleichgewicht aufgrund der dann zu erwartenden stark negativen Preise vermutlich gedrosselt werden. Selbstverständlich könnten und müssten die Netzbetreiber diese Stromerzeugung bei einem drohenden Systemungleichgewicht auch zwangsweise abschalten.

Zusätzlich reagieren auch Biomasse- und Wasserkraftanlagen nur in einem geringen Maß auf die Anreize des Strommarktes. Dies liegt daran, dass die Förderregelungen für diese Art der erneuerbaren Stromerzeugung bislang keinerlei Anreize (oder Pflichten) für eine Preisreaktion enthalten.

Da am 20. April 2025 der mitteuropäische Strommarkt die deutschen Erzeugungsmengen aufnehmen konnte, führten die PV-Einspeisung, die fehlende Reaktion von Biomasse und Wasserkraft und der konventionelle Erzeugungssockel dazu, dass die kombinierte Netzeinspeisung aus erneuerbaren und konventionellen Quellen zeitweise mehr als acht Gigawatt über der tatsächlichen deutschen Netzentnahme lag. Die Strommenge oberhalb der Kurve der deutschen Netzlast wurde über die deutschen Grenzen hinweg ins benachbarte Ausland verkauft. Mit wachsendem PV-Ausbau in den Nachbarländern dürfte es allerdings immer schwieriger werden, in sonnenreichen Stunden viel Strom an die deutschen Nachbarn zu verkaufen. Aufgrund des Exports konnten die Netzbetreiber die kritische Situation bisher erfolgreich beherrschen – Abschaltungen waren nicht erforderlich.

Ein solches hohes Solarstromangebot wirkt sich unmittelbar auf die Strompreise aus: Zwischen 10 und 17 Uhr rutschte der Großhandelspreis für Strom auf 0 Euro bzw. in den negativen Bereich – zeitweise bis auf -50 Euro pro Megawattstunde. Wer Strom abnahm, wurde dafür bezahlt.

Während die Kraftwerke im konventionellen Erzeugungssockel ihre mangelnde Flexibilität bei negativen Preisen ökonomisch spüren, spüren die Betreiber kleiner Solaranlagen diese Signale nicht und können ohne ökonomische Konsequenzen weiterhin ungehindert Strom ins Netz einspeisen. Ein wesentlicher Grund dafür liegt in der oben bereits dargestellten aktuellen Ausgestaltung der Einspeisevergütung: Eingespeister Solarstrom wird selbst dann staatlich vergütet, wenn der Markt gesättigt ist. Da diese Vergütung unabhängig vom Börsenpreis erfolgt, fehlt Betreibern kleiner Solaranlagen der wirtschaftliche Anreiz, ihre Einspeisung in Zeiten negativer Strompreise zu drosseln. Das führt im schlimmsten Fall zu einem Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage – was deutliche Auswirkungen auf die Netzstabilität und den Strommarkt hätte.

Bei weiterer Zunahme der nicht steuerbaren PV-Einspeisung kann nicht völlig ausgeschlossen werden, dass die Netzbetreiber künftig als letztes Mittel vorübergehend einzelne Netzbereiche vom Netz nehmen, um das Gesamtsystem stabil zu halten. In Frage kommen dafür natürlich nur ländliche Netzbereiche, die einen deutlichen PV-Einspeiseüberschuss aufweisen. In den betroffenen Gebieten würde sich dies als vorübergehender Stromausfall bemerkbar machen, wie er auch nach Blitzschlag oder wegen eines Baggerschadens gelegentlich auftritt.

Mit Blick auf die Wochenenden und Feiertage im Sommerhalbjahr wächst die Aufmerksamkeit der Marktteilnehmer. Gerade an Feiertagen und Brückentagen können sonnige Wetterbedingungen zu besonders hohen Einspeisungen aus Photovoltaikanlagen führen, denn gleichzeitig ist die Stromnachfrage an solchen Tagen typischerweise deutlich geringer als an Werktagen.

Lösungsansätze

Nach Einschätzung der Übertragungsnetzbetreiber ist es für 2025 sehr unwahrscheinlich, dass für die Wahrung des sicheren und zuverlässigen Betriebs der Übertragungsnetze schwerwiegende Eingriffe erforderlich sein werden. Gleichwohl sind die verantwortlichen Akteure vorbereitet und schnell entschlossene Schritte erforderlich, um die Problemlage bei einem weiteren PV-Zubau im Griff zu behalten.

Insbesondere mit dem Gesetz zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen (Solarspitzengesetz), das im Februar 2025 in Kraft getreten ist, hat der Gesetzgeber wichtige Maßnahmen auf den Weg gebracht, mit denen sowohl das Problem der Netzengpässe bzw. der erschöpften Netzkapazität als auch das Problem der zunehmenden Probleme für das Systemgleichgewicht adressiert wird.

Lösungsansätze für Netzengpässe

Um Netzengpässe zu reduzieren ist das wichtigste Instrument der möglichst schnelle Ausbau der Übertragungs- und Verteilernetze. Dafür wurde bereits im Sommer 2024 ein Planungs-Vorrang gesetzlich geregelt: Der Netzausbau steht seitdem im „überragenden öffentlichen Interesse“ und genießt damit Vorrang vor anderen Planungen.

Zusätzlich wurde im Solarspitzengesetz auch geregelt, dass die Netzbetreiber bei fehlenden Netzkapazitäten besondere Netzanschlussverträge anbieten müssen, damit neue EE-Anlagen sparsam mit der verfügbaren Netzkapazität umgehen.

Ein wichtiger Lösungsbeitrag besteht darin, dass die Netzbetreiber und Anlagenbetreiber nun gesetzlich verpflichtet sind, die Möglichkeiten zu verbessern, auch kleine Anlagen tatsächlich zu steuern. Anlagenbetreiber, die verpflichtet sind, eine Fernsteuerbarkeit zu installieren, werden bei einer Nicht-Einhaltung der Vorschrift mit einer Strafe belegt. Die Netzbetreiber müssen der Bundesnetzagentur jedes Jahr berichten, wie es um ihre Fähigkeit zur Fernsteuerung bestellt ist.

Lösungsansätze für das Systemgleichgewicht

Mit dem Stromspitzengesetz hat der Gesetzgeber erste Regelungen umgesetzt um die Anreize für eine Marktreaktion von Anlagen zu erhöhen. Neue, kleine PV-Anlagen dürfen nur noch 60 Prozent ihrer Nennleistung einspeisen, wenn sie ihren Strom nicht selbst vermarkten. Wer den Strom aus seiner Anlage selbst vermarktet, bekommt eine erhöhte Förderung. In Stunden mit negativen Strompreisen soll keine Förderung mehr bezahlt werden.

Mit der Direktvermarktung durch entsprechende Dienstleister entstehen auch für kleine Photovoltaikanlagen im privaten Bereich ökonomische Anreize, den Strom nicht mehr ungeregelt ins Netz einzuspeisen, sondern ihn abhängig vom aktuellen Strompreis zu produzieren und einzuspeisen. In Kombination mit einem „dynamischen“ Stromliefervertrag entsteht die Möglichkeit für den „Prosumer-Haushalt“, sowohl den eigenen Verbrauch als auch die Netzeinspeisung finanziell zu optimieren. Dies wird als „Marktbetrieb“ bezeichnet. Wenn Elektroauto, Stromspeicher, Solaranlage und ggf. sogar eine Wärmepumpe zusammenkommen, lassen sich mit einem funktionierenden Energiemanagementsystem Zusatzeinnahmen generieren, welche die Investition in die nötige Steuerungstechnik rentabel machen und mehrere hundert Euro im Jahr ersparen.

Damit der Marktbetrieb massengeschäftstauglich möglich wird, müssen zahlreiche komplexe abwicklungsschritte standardisiert und automatisiert werden. Daran arbeitet die Branche mit Hochdruck, denn der Marktbetrieb ist die einzige Option mit der auch kleine Solaranlagen ökonomisch richtig in den Strommarkt integriert werden können. Mit dem Marktbetrieb lässt es sich erreichen, dass der PV-Zubau uneingeschränkt fortgeführt werden kann, ohne dass es zu Risiken für die Versorgungssicherheit kommt.

Die Bundesnetzagentur arbeitet an Festlegungen, die es ermöglichen werden, Stromspeicher massengeschäftstauglich in den Marktbetrieb einzubinden und den Messaufwand auf ein Minimum zu reduzieren. Denn jede Lösung steht und fällt mit der Steuerbarkeit der Anlagen. Das gilt auch für die Steuerung der Anlagen durch die Netzbetreiber, die vorrangig zur Direktvermarktung gewährleistet werden muss.

Die Bundesnetzagentur hat darüber hinaus die Verteilnetzbetreiber verpflichtet, ab dem 1. April 2025 für sog. steuerbare Verbraucher variable Netzentgelte einzuführen. Diese zeitabhängigen Entgelte sollen Verbraucherinnen und Verbraucher dazu anregen, ihren Stromverbrauch stärker am tatsächlichen Zustand des Stromnetzes auszurichten. Wer sein Elektrofahrzeug vor allem dann lädt, wenn das Netz wenig belastet ist, zahlt künftig geringere Netzentgelte. In Zeiten stark ausgelasteter Netze hingegen werden höhere Netzentgelte fällig. Auf diese Weise können Netzbetreiber finanzielle Anreize setzen, den Verbrauch energieintensiver Prozesse, wie zum Beispiel das Laden von Elektroautos, gezielt in Phasen hoher Einspeisung zu verlagern. Das entlastet das Stromnetz, reduziert Solarspitzen und unterstützt die Integration erneuerbarer Energien.