Volatilität zu: Stromnetz bleibt bis auf Weiteres stabil

(WK-intern) – Die jährliche Analyse des europäischen Strommarktes von Amprion zeigt: 2025 erreicht die Photovoltaik neue Einspeise-Rekorde, der Stromverbrauch bleibt in Deutschland auf Vorjahresniveau.

Zugleich nimmt die Volatilität zu – der Markt verzeichnet so viele Negativpreis-Stunden wie nie zuvor. Die Kosten des Netzengpass-managements bleiben aber stabil.

Die Daten, die der Übertragungsnetzbetreiber Amprion jährlich erhebt, sprechen eine klare Sprache: Deutschland hat 2025 einen historischen Rekord bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erzielt. Ihr Anteil stieg von 60 auf 61 Prozent, die erzeugte Menge erreichte mit 267 TWh ein Allzeithoch. Zugleich bleiben Stromverbrauch (466 TWh) und inländische Netto-Stromerzeugung (437 TWh) auf Vorjahresniveau.

Insbesondere der Ausbau der Photovoltaik setzte sich 2025 dynamisch fort: Mit 14,5 Gigawatt (GW) neu installierter Leistung stieg die PV-Kapazität in Deutschland auf rund 107 GW. Im gleichen Zeitraum gingen 5 GW Windkapazitäten neu ans Netz. Parallel wurden rund 1 GW an Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken stillgelegt. Weitere Stilllegungen sollen gemäß Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) im ersten Quartal dieses Jahres folgen.

„Unsere Analyse zeigt: Die Wetterabhängigkeit im Stromsystem steigt weiter. Um ein sicheres, resilientes und klimaneutrales Energiesystem zu erreichen, brauchen wir dringend neue Kraftwerke, mehr Flexibilität in Erzeugung und Verbrauch, schnellen Netzausbau und eine starke europäische Kooperation“, sagte Dr. Christoph Müller, CEO von Amprion.

Neuer Rekord an negativen Strompreisen

Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis lag 2025 bei 89 €/MWh. Gleichzeitig nahm die Volatilität deutlich zu: Es wurden 577 Stunden mit Preisen unter 0 €/MWh verzeichnet – so viele wie noch nie. Die meisten Negativpreise traten im Sommer auf, getrieben durch hohe PV-Einspeisung; vereinzelt gab es sie auch im Winter durch starke Windeinspeisung. Besonders im Mai und Juni stieg die Zahl negativer Preisstunden jeweils um mehr als 100 Prozent. Am 11. Mai wurde mit -250 €/MWh der niedrigste Strompreis des Jahres aufgezeichnet. Zum Vergleich: Im Jahr 2024 lag dieser bei -135 €/MWh.

Die Photovoltaik stellte 2025 mehrfach Einspeise-Rekorde auf, mit einem Spitzenwert von 52,5 GW am 20. Juni. Das Stromnetz blieb dank funktionierender Marktmechanismen und dem Einsatz von Netzengpassmanagement zu jedem Zeitpunkt stabil. Der ungewöhnlich regenreiche und sonnenarme Juli dämpfte die PV-Einspeisung und verringerte die Zahl negativer Preisstunden. Insgesamt zeigt das Jahr 2025: Der Strommarkt bleibt in Phasen großer Erzeugungsüberschüsse angespannt; zugleich reagieren Erzeuger erneuerbarer Energien zunehmend auf Marktpreise und verhindern so noch extremere Negativpreisphasen.

Neben einer Rekord EE-Einspeisung, gab es auch 2025 sogenannte Dunkelflauten, Zeiten mit wenig Wind und Sonne – allerdings deutlich seltener als 2024. Dementsprechend wurden 2025 auch weniger extrem hohe Preise am Strommarkt verzeichnet.

Deutschland bleibt Nettostromimporteur

Deutschland exportierte 2025 zwar etwas mehr Strom als im Vorjahr, blieb jedoch Netto-Importeur und Stromtransitland: Den rund 42 TWh Exporten standen etwa 65 TWh Importe gegenüber. Das zeigt, dass der europäische Strommarkt funktioniert und hebt den volkswirtschaftlichen Nutzen eines grenzüberschreitenden Stromhandels hervor. Amprion arbeitet weiter an der europäischen Markt- und Netzentwicklung, um die Effizienz und Versorgungssicherheit weiter zu erhöhen.

Netzengpassmanagement: Kosten stabil, Redispatch rückläufig

Die vorläufigen Kosten für das bundesweite Netzengpassmanagement lagen 2025 mit 2,7 Mrd. Euro auf Vorjahresniveau. Fortschreitender Netzausbau und eine geringere Windstromeinspeisung – trotz zusätzlicher Windkapazitäten – reduzierten den Bedarf an Redispatch: Das Maßnahmen-volumen sank auf 14,4 TWh (2024: 15,3 TWh), bezogen auf abgesenkten Mengen. Die abrufabhängigen Kosten sanken auf 1,7 Mrd. € (2024: 1,9 Mrd. €). „Wir sehen an diesen Zahlen, dass der Netzausbau wirkt. Die Inbetriebnahme großer Stromkorridore wie Ultranet und A-Nord wird in den kommenden Jahren weitere Entlastungen bringen und den Redispatch-Bedarf weiter reduzieren“, sagte Amprion-CEO Müller.

Demgegenüber stehen gestiegene Vorhaltekosten für Reservekraftwerke, die in den kommenden Jahren weiter steigen dürften: „Für die Versorgungssicherheit in wind- und sonnenarmen Phasen brauchen wir zusätzliche gesicherte Leistung und eine klare Reservestrategie.
Das bedeutet: Weitere Steinkohlekraftwerke dürfen erst vom Netz, wenn neue Kapazitäten verlässlich verfügbar sind. Wir müssen jetzt Planungssicherheit schaffen, denn die Reservekraftwerke werden wir absehbar länger als bis 2031 brauchen“, betont Müller.

Der Übertragungsbetreiber Amprion analysiert seit 2018 jährlich die Entwicklungen im europäischen Strommarkt und deren Auswirkungen auf das deutsche Stromnetz. Aufgrund der zentralen Lage des Amprion Netzgebietes in Europa stehen dabei insbesondere die Entwicklungen in der Region Central Western Europe (CWE) im Fokus.

Die vollständige Analyse des Strommarkts 2025 veröffentlicht Amprion am 3. Februar.

Amprion verbindet

Die Amprion GmbH ist einer von vier Übertragungsnetzbetreibern in Deutschland. Unser 11.000 Kilometer langes Höchstspannungsnetz transportiert Strom in einem Gebiet von der Nordsee bis zu den Alpen. Dort wird ein Drittel der Wirtschaftsleistung Deutschlands erzeugt. Unsere Leitungen sind Lebensadern der Gesellschaft: Sie sichern Arbeitsplätze und Lebensqualität von 29 Millionen Menschen. Wir halten das Netz stabil und sicher – und bereiten den Weg für ein klimaneutrales Energiesystem, indem wir unser Netz ausbauen. Rund 3.100 Beschäftigte in Dortmund und an mehr als 30 weiteren Standorten tragen dazu bei, dass die Lichter immer leuchten. Zudem übernehmen wir übergreifende Aufgaben für die Verbundnetze in Deutschland und Europa.

PM: Amprion GmbH

PB: Amprion-Marktbericht 2025