WIND + SONNE = STROM: Trends und Entwicklungen im Stromsektor

 
Die Artikelreihe „WIND + SONNE = STROM“ gibt einen Überblick über die Neuigkeiten im Kontext des Stromsektors mit dem Schwerpunkt auf Photovoltaik (PV) und Wind an Land in Deutschland (Stand: 10. Februar 2025). Im Folgenden werden die Entwicklungen des Strommarktes im Jahr 2024 dargestellt, analysiert, wie sich der Markt in Zukunft weiterentwickeln wird, und darauf eingegangen, welche politischen Reformen und Ereignisse es in der nahen Vergangenheit gab.¹
 

Entwicklung auf dem Strommarkt​

Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ist auch im Jahr 2024 weiter gestiegen. Dies zeigt die Auswertung der Fraunhofer ISE Energy Charts. So lag der Anteil Erneuerbarer Energien (EE) an der gesamten Nettostromerzeugung im Jahr 2024 bei 58,7 Prozent bzw. 275 TWh (2023: 54,7 Prozent bzw. 267 TWh) (vgl. auch Abbildung 1). Die öffentliche Nettostromerzeugung (keine Berücksichtigung der industriellen und gewerblichen Eigenerzeugung und des PV-Eigenverbrauchs) erreichte sogar einen EE-Anteil von 62,7 Prozent bzw. 259 TWh (2023: 59,6 Prozent bzw. 254 TWh). Die Stromimporte sind auf 25 TWh gestiegen (2023: 9 TWh), was vor allem an den geringen Strompreisen im Sommer in den Nachbarstaaten lag (weitere Info​r​​matio​nen zum Stromaustauschsaldo in Deutschland können dem folgenden Artik​el​ entnommen werden). Die gesamte Last inkl. Eigenverbrauch betrug im Jahr 2024 500 TWh (2023: 494 TWh).²

[Abbildung 1: Entwicklung der gesamten erneuerbaren Nettostromerzeugung und des Anteils erneuerbarer Energien an der gesamten Nettostromerzeugung in Deutschland]

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Der höchste Anteil der Nettostromerzeugung ging mit 33 Prozent bzw. 136 TWh auf den Energieträger Windkraft zurück (2023: 32,7 Prozent bzw. 139 TWh). Durch Photovoltaik-Anlagen wurde ein neuer Rekord in Höhe von 72 TWh bzw. 15,2 Prozent der gesamten Nettostromerzeugung produziert (2023: 12,6 Prozent bzw. 61 TWh), wovon 12 TWh direkt eigenverbraucht wurden.³

In der nachfolgenden Abbildung 2 ist die Entwicklung des EE-Ausbaus in Deutschland dargestellt.

Der Windenergieanlagen-Ausbau an Land verlief im Jahr 2024 schleppend. Ende des Jahres lag die gesamte installierte Netto-Leistung bei 63,5 GW und somit unterhalb des angedachten EEG-Ziels in Höhe von 69 GW.⁴Gemäß der Fachagentur Wind und Solar sind im Jahr 2024 jedoch die Genehmigungszahlen bei Windenergieanlagen an Land erheblich gestiegen. In Summe wurde eine Leistung von rund 14 GW neu genehmigt (Anstieg im Vergleich zum Jahr 2023 um 85 Prozent).⁵ Auch die Ausschreibungsergebnisse der Bundesnetzagentur spiegeln die Erwartung eines höheren Windzubaus in den kommenden Jahren wider. Während die Ausschreibungsrunden im Jahr 2023 von teilweise deutlichen Unterzeichnungen geprägt waren, nahm in den Ausschreibungsrunden im Jahr 2024 die nicht bezuschlagte Menge in der Summe ab bzw. waren die letzten beiden Ausschreibungsrunden sogar überzeichnet. Insgesamt wurden im Jahr 2024 11 GW bei einer ausgeschriebenen Menge von 12 GW bezuschlagt (2023: von einer ausgeschriebenen Menge in Höhe von 9,8 GW wurden 6,4 GW bezuschlagt). Folglich ist im Segment der Wind Onshore Anlagen in den letzten beiden Ausschreibungsrunden inzwischen ein gewisser Wettbewerb um den Erhalt einer Förderung nach dem EEG entstanden, welcher sich bereits leicht in der Entwicklung des durchschnittlichen, mengengewichteten Zuschlagswerts zeigt. Während in den vergangenen Ausschreibungen dieser immer Nahe am zulässigen Höchstwert lag (zwischen 7,31 ct/kWh – 7,34 ct/kWh bei einem Höchstwert von 7,35 ct/kWh), sank dieser in der jüngsten Ausschreibung auf 7,15 ct/kWh.⁶ Ende 2024 hat die Bundesnetzagentur mitgeteilt, dass der Höchstwert für die Ausschreibungsrunden im Jahr 2025 bei Wind-an-Land-Anlagen weiterhin 7,35 ct/kWh beträgt, da „[…] der erfreuliche Aufwärtstrend bei den Gebotsmengen bislang noch nicht zu einer deutlichen Reduktion der Zuschlagswerte geführt hat […] und die prognostizierten Stromgestehungskosten gegenüber dem Vorjahr stabil geblieben“ sind. Ohne die erneute Bestimmung der Bundesnetzagentur hätte wieder ein geringerer, im EEG vorgesehener, Höchstwert gegolten.⁷

Im Vergleich zum Wind an Land Ausbau wurde im Rahmen der Installation von PV-Anlagen im Jahr 2024 wieder ein neuer Ausbaurekord mit einer Nettoleistung von rund 16 GW erzielt. Die gesamte Nettoleistung beträgt Ende 2024 somit 99,2 GW. Folglich wurden in diesem Kontext das im EEG vorgesehene Ziel von 88 GW übertroffen.⁸ Auch in den kommenden Jahren lässt sich ein starker PV-Zubau erwarten. So waren die Bundesnetzagentur-Ausschreibungsrunden im 1. und 2. Segment wie bereits in den Vorjahren weiterhin überzeichnet, was sich u. a. auch hier in der Höhe des durchschnittlichen, mengengewichteten Zuschlagswertes bemerkbar gemacht hat. So lag dieser im Jahr 2024 im 1. Segment zwischen 4,76 und 5,11 ct/kWh bei einem Höchstwert von 7,37 ct/kWh und im 2. Segment zwischen 8,92 ct/kWh und 9,04 ct/kWh bei einem Höchstwert von 10,5 ct/kWh.⁹ Im Kontext der PV-Ausschreibungen wurden die Höchstwerte für das Jahr 2025 durch die Bundesnetzagentur unter anderem aufgrund geringerer prognostizierter Stromgestehungskosten und der Ausschreibungsergebnisse der letzten drei Runden auf 6,80 ct/kWh (PV-Freifläche), 10,40 ct/kWh (PV-Dach) und 9,00 ct/kWh (Anlagenkombinationen im Rahmen der Innovationsausschreibung; 2024: 9,18 ct/kWh) reduziert.¹⁰

Die zunehmende PV-Produktion im Jahr 2024 hat sich auch insbesondere in der Entwicklung des Marktwert Solars widergespiegelt. In der nachfolgenden Abbildung ist die Entwicklung des durchschnittlichen Spotmarktpreises sowie des Marktwert Solars und des Marktwert Wind Onshore dargestellt.

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Der Jahresmarktwert bzw. der durchschnittliche Spotmarktpreis lag im Jahr 2024 bei 7,946 ct/kWh und ist somit gegenüber dem Jahr 2023 um rund 16 Prozent gesunken (2023: 9,518 ct/kWh). Dieser Trend zeigt sich auch in der Entwicklung der Marktwerte. So ist der Jahresmarktwert Solar im Vergleich zum Vorjahr um ca. 35 Prozent auf 4,624 ct/kWh und der Jahresmarktwert Wind an Land um ca. 17 Prozent auf 6,293 ct/kWh gesunken.¹¹ Während jedoch der Profilwert für die Wind-an-Land-Erzeugung im Vergleich zum Vorjahr mit rund 80 Prozent weitestgehend konstant geblieben ist, hat sich der Profilwert für die PV-Erzeugung von 76 Prozent auf 58 Prozent deutlich reduziert.¹² Der Kannibalisierungseffekt, welcher auf die gleichzeitig der Einspeisung von PV-Anlagen zurückzuführen ist, hat sich in diesem Kontext somit im Jahr 2024 merklich verschärft. Zudem hat gemäß Bundesnetzagentur die Anzahl von Stunden mit negativen Preisen zugenommen. So gab es im Jahr 2024 in Summe 457 Stunden mit negativen Strompreisen (2023: 301).¹³ Das Auftreten von negativen Preisen kann unter anderem auch auf das Überangebot von PV-Strom (insbesondere zu Mittagszeiten im Sommer) zurückgeführt werden. Sie entstehen, wenn das Stromangebot die Stromnachfrage zu einem bestimmten Zeitpunkt übersteigt.

Um unter anderem Situationen von „temporären Erzeugungsüberschüssen“ entgegenzuwirken, hat der Bundestag am 31. Januar 2025 einen Gesetzesentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts angenommen (auch „Solarspitzengesetz“ genannt). Die Änderungen sehen unter anderem vor, dass Betreiber in Zeiten von negativen Spotmarktpreisen in der Regel keine Förderung mehr erhalten. Im Gegenzug soll sich der Förderzeitraum entsprechend verlängern. Zudem ist grundsätzlich vorgesehen, dass bei kleineren Anlagen, die kein intelligentes Messsystem haben, die Einspeiseleistung auf 60 Prozent der installierten Leistung begrenzt wird. Weitere Regelungen betreffen eine flexiblere Nutzung von Speichern.¹⁴ Detaillierte​ Informationen können dem nachfolgenden Artikel entnommen werden.​

Die Entwicklungen des letzten Jahres im Kontext des Anstiegs von Stunden mit negativen Preisen und auch die damit einhergehende Reduktion des Marktwert Solars verdeutlichen den Handlungsbedarf auf dem Weg hin zu einem klimaneutralen Stromsystem. Ein richtiger Schritt in diesem Kontext ist sicherlich die gesetzlichen Rahmenbedingungen so zu setzen, dass Anlagenbetreiber mit den Preissignalen auf dem Markt vollumfänglich konfrontiert werden und ihr Verhalten bzw. Einspeisung entsprechend anpassen. Ein weiterer wichtiger Punkt im Kontext der Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem und dem Entgegenwirkung von temporären Stromüberangeboten ist die Zunahme von Flexibilitäten, wie Batteriespeichern. Der Batteriespeicher-Ausbau in Deutschland war auch im letzten Jahr sehr dynamisch. Gemäß Energy Charts lag zum Jahresende die Leistung aller installierter Batteriespeicher bei 12,2 GW und die Kapazität bei 18,8 GWh (2023: 8,2 GW bzw. 12,1 GWh). In Summe sind weiterhin Heimspeicher noch dominierend. Es wird jedoch erwartet, dass es in den nächsten Jahren zu einem deutlichen Anstieg von Großspeichern kommen wird.¹⁵
 

Und was ist sonst noch passiert?

Der Europäische Gerichtshof (EuGH) hat am 28.11.2024 (C-293/23) entschieden, dass die im EnWG enthaltene Regelung zur Kundenanlage europarechtswidrig ist. Ob und wie die mit der Kundenanlage verbundenen Privilegierungen (Netzentgelte, Umlagen und Abgaben) künftig Bestand haben, ist aktuell noch unklar. Wie der nationale Gesetzgeber mit der Entscheidung des EuGH umgehen wird, ist derzeit nicht abzusehen. N​ähe​re Informationen zum EuGH-Urteil finden Sie im folgenden Ar​tikel​ oder melden Sie sich bei konkreten Fragen auch gerne bei uns.
 

Fazit

Zusammenfassend zeigen die aktuellen EE-Ausbauzahlen einen größtenteils dynamischen Zubau, der sich wohl auch im Jahr 2025 fortsetzen wird. Dies ist auch nötig, um den EEG-Ausbaupfad einzuhalten und letztendlich bis zum Jahr 2030 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs mit Erneuerbaren Energien zu decken.¹⁶ Aktuell liegt der EE-Anteil am Bruttostromverbrauch bei ca. 54 Prozent.¹⁷ Dies verdeutlicht zum einen den starken Zubau an regenerativen Erzeugern in der Vergangenheit - zum anderen aber auch den weiteren Handlungsbedarf, um das angestrebte Ziel zu erreichen. Bis dahin bedarf es noch verschiedener Anpassungen unseres Stromsystems, um die weitere Integration Erneuerbarer Energien bei gleichzeitigem Erhalt der Versorgungssicherheit sicherzustellen. In diesem Kontext hat bereits das BMWK im Sommer letzten Jahres ein Optionspapier zum „Strommarktdesign der Zukunft“ veröffentlicht, in welchen unterschiedliche Handlungsfelder und Maßnahmen in diesem Kontext diskutiert werden (​wei​tere Informationen können dem folgenden Artikel entnommen werden). Ein Aspekt ist z. B. die Veränderung des aktuellen EEG-Fördersystems der gleitenden Marktprämie. Ab 2027 muss das Fördersystem mit einem Rückzahlungsmechanismus für Erlöse, die höher sind als der Förderbedarf, ausgestaltet sein. Wie dies jedoch genau aussieht, ist zum aktuellen Zeitpunkt noch nicht klar.^​18 In diesem Kontext sind auch die Vorhaben der neuen Regierung zu berücksichtigen. Im Koalitionsvertrag sind u.a. im Kontext von Energiepreisen Entlastungen von Verbrauchern und Unternehmen vorgesehen oder auch der Abbau von Hürden bei der Flexibilisierung des Stromsystems.¹⁹ Weitere Informationen zu den Bestrebungen von Union und SPD im Energiebereich können dem folgenden Artikel entnommen werden. Ein Update über die Entwicklung des Stromsektors folgt in der nächsten E|nEws-Ausgabe.

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