Stromnetze: Der Flaschenhals
23.04.2025
Atomstrom und erneuerbare Energien sind auf den Strommärkten nur schwer in ein Gleichgewicht zu bringen. Das betrifft vor allem das Atom-Land Frankreich. Der Betreiber der nationalen französischen Hochspannungsnetze Réseau de Transport d'Electricité (RTE) musste schon häufig außerordentliche Maßnahmen ergreifen, um einen Stromüberschuss auszugleichen. Die Gründe für dieses Überangebot waren eine hochgefahrene Stromerzeugung in den französischen Atomkraftwerken, eine niedrige Nachfrage in Unternehmen und privaten Haushalten – und überaus viel Solarstrom.
In den Monaten März und April hat RTE mehrmals den europäischen Notfallmodus aktiviert und erneuerbare elektrische Energie „abgeregelt”, um einen störungsfreien Netzbetrieb gewährleisten zu können. Schließlich besitzt jede einzelne Stromleitung eine maximale Stromtragfähigkeit, die nicht überschritten werden darf.
Am 15. April zwischen 18 und 19 Uhr zahlte Frankreich seinen Nachbarn laut einer Untersuchung des angesehenen Informationsdienstleisters Montel Analytics 12.487 Euro pro Megawattstunde für den Export von Überschuss-Strom. Zudem mussten nationale und regionale Übertragungsnetzbetreiber jene Stromerzeuger die ihre Energie aufgrund der Überbeanspruchung der Netze nicht verkaufen konnten, entschädigen.
Eine Folge dieser Entwicklung: Immer häufiger fallen die Preise an den europäischen Strombörsen unter den Wert von null Euro. Produzenten müssen also „Negativpreise” bezahlen, wenn sie ihren Strom in das Netz einspeisen. 2024 verzeichnete Europa einen Rekordanstieg der Stunden mit negativen Strompreisen. Die Daten variieren allerdings je nach Quelle, Berechnungsmethode und untersuchten Netzgebieten: Laut Montel Analytics gab es im vergangenen Jahr in Europa 4.838 Stunden mit negativen Preisen, fast doppelt so viele wie 2023. Am häufigsten betroffen war 2024 der europäische Norden – etwa Finnland, Schweden und die Niederlande. Die negativen Preise auf dem finnischen Markt sind auf die hohe Windproduktion und die geringe Interkonnektivität mit den benachbarten Märkten in Schweden und Estland zurückzuführen. Auch in Schweden war die hohe Windproduktion ein Hauptgrund für die negativen Preise. In den Niederlanden hat wiederum ein Überschuss an Solarstrom die Preise in den negativen Bereich gedrückt.
Ein Kernproblem in Frankreich ist die geringe Flexibilität der Atomkraftwerke bei geringen Speicherkapazitäten und gleichzeitiger Einspeisung von großen Mengen wetterabhängiger Solarenergie in Spitzenzeiten. Und der Wettbewerb um die Verteilungskapazitäten wird immer härter: In Frankreich deckt die Kernenergie zirka 65 Prozent der Stromnachfrage ab. 2024 erzeugten Photovoltaikanlagen dort 24,5 Gigawatt (GW) Strom, fünf GW mehr als noch im Jahr 2023. Im ersten Halbjahr 2025 erreichte die Kernenergie in Frankreich die höchste Stromproduktion seit sechs Jahren. Das aktuell bestehende Verteilernetz ist daher kaum noch in der Lage, flexibel und zeitnah zusätzlichen Strom aus erneuerbaren Energien aufzunehmen.
In den Monaten März und April hat RTE mehrmals den europäischen Notfallmodus aktiviert und erneuerbare elektrische Energie „abgeregelt”, um einen störungsfreien Netzbetrieb gewährleisten zu können. Schließlich besitzt jede einzelne Stromleitung eine maximale Stromtragfähigkeit, die nicht überschritten werden darf.
Am 15. April zwischen 18 und 19 Uhr zahlte Frankreich seinen Nachbarn laut einer Untersuchung des angesehenen Informationsdienstleisters Montel Analytics 12.487 Euro pro Megawattstunde für den Export von Überschuss-Strom. Zudem mussten nationale und regionale Übertragungsnetzbetreiber jene Stromerzeuger die ihre Energie aufgrund der Überbeanspruchung der Netze nicht verkaufen konnten, entschädigen.
Eine Folge dieser Entwicklung: Immer häufiger fallen die Preise an den europäischen Strombörsen unter den Wert von null Euro. Produzenten müssen also „Negativpreise” bezahlen, wenn sie ihren Strom in das Netz einspeisen. 2024 verzeichnete Europa einen Rekordanstieg der Stunden mit negativen Strompreisen. Die Daten variieren allerdings je nach Quelle, Berechnungsmethode und untersuchten Netzgebieten: Laut Montel Analytics gab es im vergangenen Jahr in Europa 4.838 Stunden mit negativen Preisen, fast doppelt so viele wie 2023. Am häufigsten betroffen war 2024 der europäische Norden – etwa Finnland, Schweden und die Niederlande. Die negativen Preise auf dem finnischen Markt sind auf die hohe Windproduktion und die geringe Interkonnektivität mit den benachbarten Märkten in Schweden und Estland zurückzuführen. Auch in Schweden war die hohe Windproduktion ein Hauptgrund für die negativen Preise. In den Niederlanden hat wiederum ein Überschuss an Solarstrom die Preise in den negativen Bereich gedrückt.
Ein Kernproblem in Frankreich ist die geringe Flexibilität der Atomkraftwerke bei geringen Speicherkapazitäten und gleichzeitiger Einspeisung von großen Mengen wetterabhängiger Solarenergie in Spitzenzeiten. Und der Wettbewerb um die Verteilungskapazitäten wird immer härter: In Frankreich deckt die Kernenergie zirka 65 Prozent der Stromnachfrage ab. 2024 erzeugten Photovoltaikanlagen dort 24,5 Gigawatt (GW) Strom, fünf GW mehr als noch im Jahr 2023. Im ersten Halbjahr 2025 erreichte die Kernenergie in Frankreich die höchste Stromproduktion seit sechs Jahren. Das aktuell bestehende Verteilernetz ist daher kaum noch in der Lage, flexibel und zeitnah zusätzlichen Strom aus erneuerbaren Energien aufzunehmen.