Überschüsse und negative Strompreise: Wird der Solarausbau zum Risiko?
Experten diskutierten über das Für und Wider von Solaranlagen auf landwirtschaftlichen Flächen. Es wurde deutlich: Der Ausbau allein führt regional zu Problemen.
Was haben der griechische Held Ikarus und die deutsche Solarbranche gemeinsam? Ikarus war – der Mythologie nach – mit seinem Vater aus einem Gefängnis geflohen, indem er sich Flügel gebaut hatte. Das Wachs, mit denen sie die Federn befestigt hatten, schmolz aber, als Ikarus der Sonne zu nah kam. Darauf stürzte er ins Meer.
„Die Geschichte hat Parallelen zum deutschen Ausbau der Photovoltaik“, erklärte Prof. Manuel Frondel, Leiter Kompetenzbereich „Umwelt und Ressourcen“ am RWI - Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung in Essen, beim Berliner Forum 2023. Das Forum hatten der Deutsche Bauernverband, die Edmund-Rehwinkel-Stiftung und die Deutsche Gesellschaft für Agrarrecht zum Thema „Solarparks – alles easy?“ ausgerichtet. Frondel spricht daher bei der Photovoltaik auch vom „Ikarus-Effekt“.
Rekordzubau 2023
Den Aufstieg Richtung Sonne hat die Solarbranche gerade im vergangenen Jahr massiv vollzogen: 14 Gigawatt (GW) Solarstromleistung sind neu ans Netz gegangen – so viel, wie noch nie innerhalb von zwölf Monaten in Deutschland. Für 2024 rechnet der Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW) mit einer anhaltend hohen Nachfrage. Er begründet dies mit weiter steigenden Strompreisen und attraktiven Förderkonditionen. Laut BSW planen 1,5 Mio. private Immobilienbesitzer die Errichtung einer Solaranlage auf ihrer Dachfläche.
Heute sind 81 GW Solarstromleistung in Deutschland installiert. Das Ziel der Bundesregierung bis zum Jahr 2030 ist eine Leistung von 215 GW, also fast das Dreifache. Die Hälfte davon soll auf Dachflächen, die Hälfte ebenerdig, also überwiegend landwirtschaftlich genutzten Flächen installiert werden.
Schon 2023 waren mit 4,3 GW der neu installierten Leistung knapp ein Drittel der Anlagen Solarparks – ein Plus von rund 40 % gegenüber 2022. Solarparks lösen nicht selten Diskussionen um den Flächenverbrauch in der Landwirtschaft aus: Für 4,3 GW sind 4300 ha Fläche nötig. „Wenn künftig die Hälfte des Solarzubaus über Freiflächenanlagen realisiert werden soll, bedeutet das 80.000 bis 100.000 ha zusätzlich“, sagt Udo Hemmerling, ehemaliger stellvertretender Generalsekretär des Deutschen Bauernverbandes (DBV) und heutiger Geschäftsführer des Bundesverbandes der gemeinnützigen Landgesellschaften (BLG).
Bezogen auf die gesamte Agrarfläche macht das nur 0,5 bis 0,7 % aus. „Aber regional ist das schon ein Einschnitt in die Agrarstruktur, wenn eine Anlage 100 ha oder mehr belegt“, sagt er. Gerade Pachtbetriebe mit Tierhaltung wären davon stark betroffen.
Schwankende Erzeugung
Der Flächenkonflikt ist aber nur ein Teil des Problems. Energiewirtschaftliche Auswirkungen hat die Tatsache, dass Stromverbrauch, Netzausbau und die Installation von Speichern nicht auf den Ausbau der Solarstromleistung abgestimmt sind. Die im Winter maximal nachgefragte Leistung liegt bei etwas über 80 GW. Mit 81 GW übersteigt die Solarstromleistung jetzt erstmals diesen Wert. Würden alle Anlagen unter Volllast laufen, könnten sie also theoretisch den Strombedarf in Deutschland decken.
Doch das ist nur stundenweise der Fall. Wegen der schwankenden Leistung, die außerdem nur tagsüber und vor allem in den Sommermonaten anfällt, gibt es viele Zeiten, in denen andere Kraftwerke einspringen müssen. Den Strombedarf müssen dann konventionelle Kraftwerke und andere erneuerbare Energien decken.
Negative Strompreise
Ein weiteres Problem sind Stromüberschüsse: Gerade in der Mittagszeit, wenn die überwiegend nach Süden ausgerichteten Solaranlagen ihre Leistung voll einspeisen, wird an manchen Tagen mehr Strom produziert als verbraucht werden kann. Um Netzüberlastungen zu vermeiden, müssen die Netzbetreiber den Strom dann günstig abgeben oder sie zahlen sogar dafür, dass er abgenommen wird – z.B. vom Ausland. In diesem Fall spricht man von „negativen Strompreisen“.
Zwar ist die Entwicklung der negativen Strompreise aktuell rückläufig: Lag sie 2022 noch bei 509 Stunden im Jahr, ist sie 2023 auf 310 Stunden gesunken. Doch langfristig ist der Wert massiv gestiegen: 2008 und 2011 lag er noch bei 15 Stunden im Jahr.
Der Preis ist von vielen Faktoren abhängig: vom konjunkturbedingten Stromverbrauch genauso wie von der Produktion von Wind- und Solarenergie und damit vom Wetter. „Es gibt zahlreiche Flaschenhälse beim Ausbau der der erneuerbaren Energien: Der langsame Stromnetzausbau gehört genauso dazu wie der Ausbau von Batterien oder von Elektrolyseuren für die Wasserstofferzeugung“, sagt Hemmerling.
Risiko für Betreiber
Negative Strompreise sind auch ein Risiko für den einzelnen Betrieb: Nach dem EEG (§51) erhält der Betreiber keine Vergütung, wenn der Strompreis an der Börse drei Stunden lang negativ ist. Bis 2027 ist das schon ab einer Stunde der Fall. „Daher muss man ernsthaft überlegen, ob eine alleinstehende Freiflächenanlage noch ein Geschäftsmodell ist oder ob man sie von Anfang mit Speicher planen sollte“, sagt Hemmerling. „Neue PV-Anlagen werden nach dieser Entwicklung in der Hauptzeit mittags und nachmittags zumindest nach dem EEG keine Erlöse mehr erzielen. Damit ist eine Wirtschaftlichkeitsberechnung wie bisher nicht mehr möglich“, ergänzt John Booth, Rechtsanwalt und Präsident der Deutschen Gesellschaft für Agrarrecht.
Angesichts des nach wie vor großen Planungs- und Projektinteresses erscheine es fraglich, ob Investoren und Banken die Risiken schon eingepreist hätten. „§51 ist ja als Anreiz für neue Speicher gedacht. Das ist aber nach den Ausführungen von Prof. Frommel technisch gar nicht zu schaffen in der kurzen Zeit“, warnt er. Er hält daher eine gezielte Förderung der Entwicklung von Speicherkonzepten für nötig.
Mehr Abschaltungen
Die Stromüberschüsse wirken sich aber nicht nur auf die Strompreise aus. Es kommt auch immer häufiger zu Abschaltungen von Anlagen, um Netzüberlastungen zu vermeiden. „Bereits heute stehen bei uns die 60 Windkraftanlagen auf dem Stadtgebiet häufig still, weil wir die Energie nicht in den Netzen abtransportieren können“, schildert Helma Spöring, Bürgermeisterin von Walsrode (Niedersachsen) die Situation vor Ort. Und das, obwohl die Lüneburger Heide noch nicht einmal eine windstarke Küstenregion ist.
Aufgrund der Abschaltungen fallen Entschädigungszahlungen für die Anlagenbetreiber an: „Im Jahr 2021 lagen sie bei 800 Mio. €, im Jahr 2022 waren es schon 900 Mio. €“, erklärt Prof. Frondel – viel Geld für Strom, der nicht produziert wird.
„Der auch in Zukunft bestehende Mangel an Speichern wird sich in den nächsten Jahren erheblich auswirken in Form von negativen Strompreisen und steigenden Abschaltungen“, erwartet er. „Da die Bundesregierung die Nutzung von Biomasse als einzige speicherbare Energieform vernachlässigt, könnte die Energiewende aufgrund dieser steigender Redispatchkosten nicht mehr bezahlbar sein“, warnt auch Harald Wedemeyer, Justitiar und Referent für erneuerbare Energien beim Landvolk Niedersachsen.
Er hält es für grob fahrlässig, dass die Bundesregierung anscheinend nur auf einen starken Zubau von Wind- und Solarenergie setzt. Auch er fordert daher einen schnelleren Ausbau der Stromleitungen – nicht nur bei Überlandleitungen von Nord nach Süd sondern auch beim Verteilnetz vor Ort. „Aber es ist ein Irrtum zu glauben, dass es reicht, wenn wir nur die Netze ausbauen. Wir werden mittags mit Solarstrom flächendeckend mehr Strom produzieren, als nachgefragt wird, da ist es dann egal, wo wir den Strom hinleiten“, sagt Frondel.
„Darum müssen wir Solarparks auch so platzieren, dass man den Strom möglichst vor Ort verbrauchen kann und nicht über weite Leitungen transportieren muss“, sagt Wedemeyer. Das steigende Interesse der Firmen an günstigem Solarstrom über private Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPA) beflügeln das.
Die richtige Bauleitplanung
Wichtig ist hier die Bauleitplanung. Anders, als bei Wind, erfolgt sie durch die Kommune. „Damit haben wir es auch in der Hand, zu steuern. Wir haben mehrere Bauleitverfahren eingeleitet, wo wir so einen Park für sinnvoll halten, insbesondere an Industrie- und Gewerbeflächen. Wir versprechen uns davon eine stärkere regionale Energieerzeugung und geringere Netzkosten“, sagt Bürgermeisterin Spöring.
Sie hält es auch für sinnvoll, mit Projektentwicklern oder Investoren zu sprechen, die in einem Gewerbegebiet Wasserstofftankstellen planen. „Wir stimmen das mit Spediteuren ab, die dort tanken wollen. Man sollte auch Schnellladesäulen mit Photovoltaik zusammenplanen.“
Fehlanreize im EEG
Kontraproduktiv hält John Booth dagegen die Privilegierung von Solarparks entlang von Autobahnen und Bahnschienen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das führt nicht nur dazu, dass dort auch ertragreiche Flächen belegt werden. „Wir haben dort auch keine Stromabnahme. Wir brauchen regionale Energiekonzepte. Standorte sollten nach dem Energiebedarf ausgewählt werden“, fordert er.
Zudem sollten sich Anlagenbetreiber mit dem regionalen Energieversorger abstimmen: Wie sieht das Energiekonzept aus? Ist es überhaupt sinnvoll, noch einen Solarpark zu bauen? Anschließend sollte man mit der Kommune in die Bauleitplanung einsteigen.
Weitere Lösungen
Mit flexiblen Stromtarifen hätten Verbraucher einen Anreiz, Strom in Zeiten mit regionalen Überschüssen und damit bei günstigen Preisen zu verbrauchen. Sie könnten z.B. in der Zeit Elektroautos laden – und nicht nachts, wenn keine Sonne scheint.
Mit Power-to-Heat-Lösungen könnte man Stromüberschüsse dafür verwenden, Wärme zu produzieren. Das ist allerdings nur bedingt für den vor allem im Sommer anfallenden Solarstrom eine Lösung. „Wir müssen aber auch regional mehr systemisch denken mit dem Aufbau von großen Wärmespeichern für Nahwärmenetze und Power-to-Heat-Anlagen“, fordert Wedemeyer.
Mit der Ausrichtung der Module nach Ost-West lässt sich Strom vermehrt zu den Zeiten produzieren, an denen die Überschüsse nicht so hoch sind.
Der deutschlandweit größte Solarpark hat über 250 MW. „Man kann über die Bauleitplanung die Größe beschränken und stärker an den Bedarf vor Ort anpassen“, schildert Spöring.
„Die Veranstaltung hat gezeigt, dass wir uns in Deutschland künftig stärker auf die regionale Beteiligung und Wertschöpfung vor Ort fokussieren und Lösungen finden müssen für die großen Energiemengen, die tagsüber anfallen“, resümiert Gerald Dohme, stellvertretender Generalsekretär des Deutschen Bauernverbandes.
Ein Video mit einer Aufzeichnung der Veranstaltung finden Sie hier.
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Was haben der griechische Held Ikarus und die deutsche Solarbranche gemeinsam? Ikarus war – der Mythologie nach – mit seinem Vater aus einem Gefängnis geflohen, indem er sich Flügel gebaut hatte. Das Wachs, mit denen sie die Federn befestigt hatten, schmolz aber, als Ikarus der Sonne zu nah kam. Darauf stürzte er ins Meer.
„Die Geschichte hat Parallelen zum deutschen Ausbau der Photovoltaik“, erklärte Prof. Manuel Frondel, Leiter Kompetenzbereich „Umwelt und Ressourcen“ am RWI - Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung in Essen, beim Berliner Forum 2023. Das Forum hatten der Deutsche Bauernverband, die Edmund-Rehwinkel-Stiftung und die Deutsche Gesellschaft für Agrarrecht zum Thema „Solarparks – alles easy?“ ausgerichtet. Frondel spricht daher bei der Photovoltaik auch vom „Ikarus-Effekt“.
Rekordzubau 2023
Den Aufstieg Richtung Sonne hat die Solarbranche gerade im vergangenen Jahr massiv vollzogen: 14 Gigawatt (GW) Solarstromleistung sind neu ans Netz gegangen – so viel, wie noch nie innerhalb von zwölf Monaten in Deutschland. Für 2024 rechnet der Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW) mit einer anhaltend hohen Nachfrage. Er begründet dies mit weiter steigenden Strompreisen und attraktiven Förderkonditionen. Laut BSW planen 1,5 Mio. private Immobilienbesitzer die Errichtung einer Solaranlage auf ihrer Dachfläche.
Heute sind 81 GW Solarstromleistung in Deutschland installiert. Das Ziel der Bundesregierung bis zum Jahr 2030 ist eine Leistung von 215 GW, also fast das Dreifache. Die Hälfte davon soll auf Dachflächen, die Hälfte ebenerdig, also überwiegend landwirtschaftlich genutzten Flächen installiert werden.
Schon 2023 waren mit 4,3 GW der neu installierten Leistung knapp ein Drittel der Anlagen Solarparks – ein Plus von rund 40 % gegenüber 2022. Solarparks lösen nicht selten Diskussionen um den Flächenverbrauch in der Landwirtschaft aus: Für 4,3 GW sind 4300 ha Fläche nötig. „Wenn künftig die Hälfte des Solarzubaus über Freiflächenanlagen realisiert werden soll, bedeutet das 80.000 bis 100.000 ha zusätzlich“, sagt Udo Hemmerling, ehemaliger stellvertretender Generalsekretär des Deutschen Bauernverbandes (DBV) und heutiger Geschäftsführer des Bundesverbandes der gemeinnützigen Landgesellschaften (BLG).
Bezogen auf die gesamte Agrarfläche macht das nur 0,5 bis 0,7 % aus. „Aber regional ist das schon ein Einschnitt in die Agrarstruktur, wenn eine Anlage 100 ha oder mehr belegt“, sagt er. Gerade Pachtbetriebe mit Tierhaltung wären davon stark betroffen.
Schwankende Erzeugung
Der Flächenkonflikt ist aber nur ein Teil des Problems. Energiewirtschaftliche Auswirkungen hat die Tatsache, dass Stromverbrauch, Netzausbau und die Installation von Speichern nicht auf den Ausbau der Solarstromleistung abgestimmt sind. Die im Winter maximal nachgefragte Leistung liegt bei etwas über 80 GW. Mit 81 GW übersteigt die Solarstromleistung jetzt erstmals diesen Wert. Würden alle Anlagen unter Volllast laufen, könnten sie also theoretisch den Strombedarf in Deutschland decken.
Doch das ist nur stundenweise der Fall. Wegen der schwankenden Leistung, die außerdem nur tagsüber und vor allem in den Sommermonaten anfällt, gibt es viele Zeiten, in denen andere Kraftwerke einspringen müssen. Den Strombedarf müssen dann konventionelle Kraftwerke und andere erneuerbare Energien decken.
Negative Strompreise
Ein weiteres Problem sind Stromüberschüsse: Gerade in der Mittagszeit, wenn die überwiegend nach Süden ausgerichteten Solaranlagen ihre Leistung voll einspeisen, wird an manchen Tagen mehr Strom produziert als verbraucht werden kann. Um Netzüberlastungen zu vermeiden, müssen die Netzbetreiber den Strom dann günstig abgeben oder sie zahlen sogar dafür, dass er abgenommen wird – z.B. vom Ausland. In diesem Fall spricht man von „negativen Strompreisen“.
Zwar ist die Entwicklung der negativen Strompreise aktuell rückläufig: Lag sie 2022 noch bei 509 Stunden im Jahr, ist sie 2023 auf 310 Stunden gesunken. Doch langfristig ist der Wert massiv gestiegen: 2008 und 2011 lag er noch bei 15 Stunden im Jahr.
Der Preis ist von vielen Faktoren abhängig: vom konjunkturbedingten Stromverbrauch genauso wie von der Produktion von Wind- und Solarenergie und damit vom Wetter. „Es gibt zahlreiche Flaschenhälse beim Ausbau der der erneuerbaren Energien: Der langsame Stromnetzausbau gehört genauso dazu wie der Ausbau von Batterien oder von Elektrolyseuren für die Wasserstofferzeugung“, sagt Hemmerling.
Risiko für Betreiber
Negative Strompreise sind auch ein Risiko für den einzelnen Betrieb: Nach dem EEG (§51) erhält der Betreiber keine Vergütung, wenn der Strompreis an der Börse drei Stunden lang negativ ist. Bis 2027 ist das schon ab einer Stunde der Fall. „Daher muss man ernsthaft überlegen, ob eine alleinstehende Freiflächenanlage noch ein Geschäftsmodell ist oder ob man sie von Anfang mit Speicher planen sollte“, sagt Hemmerling. „Neue PV-Anlagen werden nach dieser Entwicklung in der Hauptzeit mittags und nachmittags zumindest nach dem EEG keine Erlöse mehr erzielen. Damit ist eine Wirtschaftlichkeitsberechnung wie bisher nicht mehr möglich“, ergänzt John Booth, Rechtsanwalt und Präsident der Deutschen Gesellschaft für Agrarrecht.
Angesichts des nach wie vor großen Planungs- und Projektinteresses erscheine es fraglich, ob Investoren und Banken die Risiken schon eingepreist hätten. „§51 ist ja als Anreiz für neue Speicher gedacht. Das ist aber nach den Ausführungen von Prof. Frommel technisch gar nicht zu schaffen in der kurzen Zeit“, warnt er. Er hält daher eine gezielte Förderung der Entwicklung von Speicherkonzepten für nötig.
Mehr Abschaltungen
Die Stromüberschüsse wirken sich aber nicht nur auf die Strompreise aus. Es kommt auch immer häufiger zu Abschaltungen von Anlagen, um Netzüberlastungen zu vermeiden. „Bereits heute stehen bei uns die 60 Windkraftanlagen auf dem Stadtgebiet häufig still, weil wir die Energie nicht in den Netzen abtransportieren können“, schildert Helma Spöring, Bürgermeisterin von Walsrode (Niedersachsen) die Situation vor Ort. Und das, obwohl die Lüneburger Heide noch nicht einmal eine windstarke Küstenregion ist.
Aufgrund der Abschaltungen fallen Entschädigungszahlungen für die Anlagenbetreiber an: „Im Jahr 2021 lagen sie bei 800 Mio. €, im Jahr 2022 waren es schon 900 Mio. €“, erklärt Prof. Frondel – viel Geld für Strom, der nicht produziert wird.
„Der auch in Zukunft bestehende Mangel an Speichern wird sich in den nächsten Jahren erheblich auswirken in Form von negativen Strompreisen und steigenden Abschaltungen“, erwartet er. „Da die Bundesregierung die Nutzung von Biomasse als einzige speicherbare Energieform vernachlässigt, könnte die Energiewende aufgrund dieser steigender Redispatchkosten nicht mehr bezahlbar sein“, warnt auch Harald Wedemeyer, Justitiar und Referent für erneuerbare Energien beim Landvolk Niedersachsen.
Er hält es für grob fahrlässig, dass die Bundesregierung anscheinend nur auf einen starken Zubau von Wind- und Solarenergie setzt. Auch er fordert daher einen schnelleren Ausbau der Stromleitungen – nicht nur bei Überlandleitungen von Nord nach Süd sondern auch beim Verteilnetz vor Ort. „Aber es ist ein Irrtum zu glauben, dass es reicht, wenn wir nur die Netze ausbauen. Wir werden mittags mit Solarstrom flächendeckend mehr Strom produzieren, als nachgefragt wird, da ist es dann egal, wo wir den Strom hinleiten“, sagt Frondel.
„Darum müssen wir Solarparks auch so platzieren, dass man den Strom möglichst vor Ort verbrauchen kann und nicht über weite Leitungen transportieren muss“, sagt Wedemeyer. Das steigende Interesse der Firmen an günstigem Solarstrom über private Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPA) beflügeln das.
Die richtige Bauleitplanung
Wichtig ist hier die Bauleitplanung. Anders, als bei Wind, erfolgt sie durch die Kommune. „Damit haben wir es auch in der Hand, zu steuern. Wir haben mehrere Bauleitverfahren eingeleitet, wo wir so einen Park für sinnvoll halten, insbesondere an Industrie- und Gewerbeflächen. Wir versprechen uns davon eine stärkere regionale Energieerzeugung und geringere Netzkosten“, sagt Bürgermeisterin Spöring.
Sie hält es auch für sinnvoll, mit Projektentwicklern oder Investoren zu sprechen, die in einem Gewerbegebiet Wasserstofftankstellen planen. „Wir stimmen das mit Spediteuren ab, die dort tanken wollen. Man sollte auch Schnellladesäulen mit Photovoltaik zusammenplanen.“
Fehlanreize im EEG
Kontraproduktiv hält John Booth dagegen die Privilegierung von Solarparks entlang von Autobahnen und Bahnschienen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das führt nicht nur dazu, dass dort auch ertragreiche Flächen belegt werden. „Wir haben dort auch keine Stromabnahme. Wir brauchen regionale Energiekonzepte. Standorte sollten nach dem Energiebedarf ausgewählt werden“, fordert er.
Zudem sollten sich Anlagenbetreiber mit dem regionalen Energieversorger abstimmen: Wie sieht das Energiekonzept aus? Ist es überhaupt sinnvoll, noch einen Solarpark zu bauen? Anschließend sollte man mit der Kommune in die Bauleitplanung einsteigen.
Weitere Lösungen
Mit flexiblen Stromtarifen hätten Verbraucher einen Anreiz, Strom in Zeiten mit regionalen Überschüssen und damit bei günstigen Preisen zu verbrauchen. Sie könnten z.B. in der Zeit Elektroautos laden – und nicht nachts, wenn keine Sonne scheint.
Mit Power-to-Heat-Lösungen könnte man Stromüberschüsse dafür verwenden, Wärme zu produzieren. Das ist allerdings nur bedingt für den vor allem im Sommer anfallenden Solarstrom eine Lösung. „Wir müssen aber auch regional mehr systemisch denken mit dem Aufbau von großen Wärmespeichern für Nahwärmenetze und Power-to-Heat-Anlagen“, fordert Wedemeyer.
Mit der Ausrichtung der Module nach Ost-West lässt sich Strom vermehrt zu den Zeiten produzieren, an denen die Überschüsse nicht so hoch sind.
Der deutschlandweit größte Solarpark hat über 250 MW. „Man kann über die Bauleitplanung die Größe beschränken und stärker an den Bedarf vor Ort anpassen“, schildert Spöring.
„Die Veranstaltung hat gezeigt, dass wir uns in Deutschland künftig stärker auf die regionale Beteiligung und Wertschöpfung vor Ort fokussieren und Lösungen finden müssen für die großen Energiemengen, die tagsüber anfallen“, resümiert Gerald Dohme, stellvertretender Generalsekretär des Deutschen Bauernverbandes.
Ein Video mit einer Aufzeichnung der Veranstaltung finden Sie hier.
