Es ist ein Bild, das viele irritiert: Ein frischer Nordwest-Wind weht, aber die Windräder an der Küste stehen still (abgeschaltet, nicht kaputt). Gleichzeitig meldet die Strombörse negative Preise: Wer Strom abnimmt, bekommt Geld dafür. Beides klingt absurd in einem Land, das jede Kilowattstunde Ökostrom braucht. Tatsächlich sind es zwei verschiedene Phänomene mit einem gemeinsamen Kern: Erzeugung, Netz und Nachfrage passen zeitlich und räumlich noch nicht zusammen.
Redispatch: Stau auf der Strom-Autobahn
Das deutsche Übertragungsnetz ist historisch nicht dafür gebaut, große Mengen Windstrom von der Küste zu den Industriezentren im Süden zu transportieren. Wenn im Norden mehr erzeugt wird, als die Leitungen nach Süden tragen können, müssen die Netzbetreiber eingreifen. Dieser Eingriff heißt Redispatch: Kraftwerke vor dem Engpass werden gedrosselt (die stillstehenden Windräder), Kraftwerke hinter dem Engpass fahren hoch (oft Gaskraftwerke im Süden). Physikalisch bleibt das Netz stabil, volkswirtschaftlich ist es doppelt teuer: Der abgeregelte Windstrom wird entschädigt, der Ersatzstrom extra bezahlt.
Die Größenordnung ist erheblich: Das gesamte Netzengpassmanagement kostete 2024 rund 2,8 Milliarden Euro, davon über eine halbe Milliarde als Entschädigung für abgeregelten Ökostrom. Und der Druck wächst mit dem Ausbau: Die Abregelung von Photovoltaik hat sich 2024 nahezu verdoppelt. Der Strom fehlt nicht. Er kommt nur nicht dorthin, wo er gebraucht wird.
Wenn Einspeisen Geld kostet
Das zweite Phänomen spielt an der Börse. Der Preis entsteht dort im Auktionsverfahren: Steht mehr Erzeugung im Markt, als nachgefragt wird, fällt er, notfalls unter null. Dann zahlen Erzeuger dafür, ihren Strom loszuwerden. Dass sie trotzdem weiterlaufen, hat Gründe: Konventionelle Kraftwerke lassen sich nicht beliebig schnell ab- und wieder anfahren, und Erneuerbare bekamen ihre EEG-Vergütung lange auch dann, wenn der Marktpreis negativ war; einzuspeisen blieb für sie rational, selbst wenn niemand den Strom brauchte.
Die Folge ist ein steiler Trend: 457 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen im Jahr 2024, 573 Stunden im Rekordjahr 2025, getrieben vor allem vom Photovoltaik-Boom in den Frühjahrs- und Sommermonaten. Allein im ersten Halbjahr 2025 waren es 389 Stunden. Bemerkenswert dabei: Im Jahresmittel war Strom 2025 trotzdem teurer als 2024. Negative Stunden und hohe Durchschnittspreise schließen sich nicht aus, weil die Schwankung an beiden Enden zunimmt.
Was sich gerade ändert
Der Gesetzgeber hat auf die Schieflage reagiert. Seit dem 25. Februar 2025 gilt das sogenannte Solarspitzengesetz: Neue Anlagen ab 2 Kilowatt erhalten keine EEG-Vergütung mehr für Zeiten negativer Preise, und zwar ab der ersten Viertelstunde. Als Ausgleich verlängert sich der Förderzeitraum entsprechend (Paragraf 51 und 51a EEG). Damit lohnt es sich zum ersten Mal auch für kleine Anlagen, bei Überschuss nicht einzuspeisen, sondern den Strom zu speichern oder selbst zu verbrauchen.
Die übrigen Bausteine der Lösung sind dieselben, die dieses Blog schon begleitet haben:
- Speicher fangen die Mittagsspitze ab und verschieben sie in den Abend. Warum ihr Ausbau am Netzanschluss klemmt, steht im Beitrag zu Batteriespeichern
- Flexible Nachfrage macht aus dem Problem einen Vorteil: Wer mit dynamischem Stromtarif sein E-Auto in negative Preisstunden lädt, wird fürs Verbrauchen faktisch belohnt
- Netzausbau bleibt die strukturelle Antwort auf den Redispatch. Trassen wie SuedLink brauchen aber Jahre, bis dahin ist Flexibilität die Brücke
Fazit
Stillstehende Windräder bei bestem Wind heißen nicht, dass die Energiewende scheitert. Sie sind das sichtbare Symptom eines Systems, dessen Erzeugung schneller gewachsen ist als Netz, Speicher und Marktdesign. Die Zahlen zeigen beides: das Problem (Milliarden für Engpassmanagement, Rekorde bei negativen Stunden) und die Richtung der Lösung (Speicher, flexible Nachfrage, Vergütung nur noch bei echtem Bedarf). Je schneller Verbrauch und Erzeugung zueinander finden, desto seltener wird das irritierende Bild vom abgeschalteten Windrad.
Quellen
- SMARD (Bundesnetzagentur): Netzengpassmanagement 2024 - Volumen und Kosten gesunken, 2,776 Milliarden Euro Gesamtkosten, rund 554 Millionen Euro EE-Entschädigungen
- pv magazine: Abregelung von Photovoltaik-Anlagen stieg 2024 um 97 Prozent, Verdopplung der PV-Abregelung
- ZFK: 2025: Strom war im Einkauf teuer, dabei gab es mehr negative Preisstunden, 573 negative Stunden 2025 nach 457 im Jahr 2024, Durchschnittspreis 89,32 Euro/MWh
- pv magazine: Day-Ahead-Strompreise in 389 Stunden negativ im ersten Halbjahr, Halbjahresbilanz 2025
- Klimaschutz- und Energieagentur Niedersachsen: Solarspitzengesetz in Kraft - was ändert sich für neue PV-Anlagen?, Regeln seit 25. Februar 2025
- Clearingstelle EEG/KWKG: Wird die Vergütung meiner Anlage wegen negativer Preise reduziert?, Paragraf 51/51a EEG und Kompensationsmechanismus