Was bedeutet die steigende Strompreis-Volatilität für EE-Projekte?

Sie zeigen in Ihrer Analyse, dass die Strompreise mittelfristig deutlich volatiler werden. Was sind die zentralen Gründe?

Tim Steinert: Seit dem Jahr 2022 erleben wir eine beschleunigte, strukturelle Veränderung des Strommarktes. Der Ausbau von Photovoltaik und nun auch wieder Windenergie geht schnell voran, während der Hochlauf von Stromnachfrage und Flexibilität, vor allem Batteriespeichern, noch nicht im gleichen Tempo erfolgt. Laut unseren Modellierungen steigt die Kapazität erneuerbarer Energien in Deutschland bis 2030 um rund 117 GW, während Batteriespeicher nur um etwa 15 GW zulegen.

Dadurch entstehen wachsende Überangebote an Strom, vor allem in den Mittagsstunden im Sommer. Das führt zu häufigeren Situationen mit sehr niedrigen und negativen Preisen, insbesondere an sonnigen und windreichen Tagen. Gleichzeitig steigen die Preise in Phasen knapper Verfügbarkeit von Wind und PV durch das neue Erdgaspreisniveau stark an. Alte Geschäftsmodelle stehen durch den zunehmenden Kannibalisierungseffekt und die steigende Häufigkeit negativer Preise zunehmend unter Druck.

Ihre Prognosen weisen ab den späten 2020er Jahren einen starken Anstieg negativer Preise aus. Wie weit könnte diese Entwicklung gehen?

Wir sehen einen klaren Trend für die kommenden Jahre – das ist eine weitere Zunahme negativer Strompreise im deutschen Marktgebiet bis in die 2030er Jahre. Gleichzeitig zeigen unsere Modellierungen auch, dass die Beträge der negativen Preise sinken wird. Während wir in der Vergangenheit häufig Preise von –60 €/MWh oder noch niedriger gesehen haben, erwarten wir mittelfristig eher Niveaus im Bereich von –5 €/MWh und darunter. Grund dafür sind sinkende Marktprämien und mehr Flexibilität im Dispatch, nicht zuletzt durch die neuen § 51-Regeln, die das Gebotsverhalten deutlich verändern.

Negative Preise bedeuten jedoch nicht nur Risiken, sondern auch neue Marktchancen. Sie sind ein deutliches Signal dafür, wo Flexibilität fehlt. Genau dort können Speicher, Demand-Side-Management oder Power-to-X-Lösungen besondere Mehrwerte schaffen. Wer diese Dynamik richtig versteht und in seine Strategie integriert, kann vom zunehmend volatilen Markt profitieren.

Was bedeutet das konkret für Projektierer und Betreiber?

Die klassischen Stand-alone-Modelle, sei es im EEG- oder im PPA-Markt, geraten in mehrfacher Hinsicht unter Druck. Im EEG-Segment erwarten wir eine Wettbewerbssituation, die sich weiter verschärft, nicht nur für PV, sondern gerade für Wind Onshore. Gleichzeitig nehmen die Risiken auf der Erlösseite durch § 51 EEG bzw. den Verlust der Marktprämie bei negativen Day-Ahead-Preisen deutlich zu.

Wir sehen bereits heute, dass PV-Pipelines neu bewertet oder auch zurückgestellt werden. Projektierer und Betreiber müssen stärker auf hybride Geschäftsmodelle setzen und neue Vermarktungsstrategien entwickeln. Auch im PPA-Bereich verändert sich der Markt: Abnehmer erwarten größere Preisbandbreiten, dynamischere Risikoteilung und zunehmend flexible Strukturen. Wer weiterhin erfolgreich sein will, braucht also neue Konzepte und eine klare Vorstellung davon, wie ein Projekt im Kontext der Marktvolatilität langfristig performt.

Welche Rolle spielen Batteriespeicher in diesem Kontext?

Speicher werden zum zentralen Stabilitäts- und Geschäftsmodellbaustein. Das gilt sowohl für Stand-alone-BESS als auch für Co-Location-Lösungen. Gleichzeitig ist der Blick auf die Netzanschlussseite ernüchternd: Von den gemeldeten 470 GW an Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher wird nur ein Bruchteil wirklich realisierbar sein. Viele Projekte sind reine Voranmeldungen ohne konkrete Pipeline. Zudem sind entscheidende Netzanschlussbedingungen noch unklar oder variieren stark, was die Planbarkeit erschwert.

Genau das stärkt die Rolle von sogenannten Grünstromspeichern, die ausschließlich aus einer EE-Anlage geladen werden. Zwar steht dieses Geschäftsmodell noch am Anfang, aber es bietet eine Reihe interessanter Vorteile: bessere Netzintegration, klarere regulatorische Einordnung und höhere Erlössicherheit bei stark schwankenden Marktwerten.

Was bedeutet die steigende Volatilität für die Vermarktung erneuerbarer Energien?

Die Anforderungen an die Direktvermarktung werden deutlich komplexer. Starre Vermarktungsmodelle reichen künftig nicht mehr aus. Betreiber müssen stärker auf kurzfristige Märkte, Intraday-Optimierung und automatisierte Dispatch-Systeme setzen.
Zudem gewinnen individuelle Vermarktungsstrategien an Bedeutung. Ein Windpark mit hoher Winterproduktion hat völlig andere Erlösrisiken als eine PV-Anlage mit Mittagspeak. Das ist vor allem für Direktvermarkter mit einem hohen PV-Anteil ein zunehmendes Problem.

Wie sollten Investoren und Betreiber jetzt strategisch reagieren?

Zunächst sollten Projekte nicht isoliert, sondern im Gesamtkontext des zukünftigen Strommarkts betrachtet werden. Der reine Blick auf technische Erträge reicht nicht mehr.

Wir empfehlen, Projektkalkulationen auf mehrere Preispfade auszurichten, Flexibilität mitzudenken und frühzeitig an Hybrid- oder Speicherlösungen zu arbeiten. Gleichzeitig lohnt sich ein intensiver Blick auf Netzanschlusssituationen und lokale Engpässe. Dort entstehen in den nächsten Jahren erhebliche Wertunterschiede und auch neue Geschäftsmodelle, etwa regionale Direktversorgung oder netzdienlicher Betrieb.

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