Hellbrise: Ursachen, Gegenmaßnahmen & Risiken

• Gerade an sonnigen Feiertagen kann die Stromerzeugung von PV-Anlagen und Windrädern den Energieverbrauch derart übersteigen, dass es zu einer Hellbrise kommt. Aus wissenschaftlicher Sicht spricht man von einer Hellbrise, wenn die Residuallast in den unteren beiden Perzentilen der durchschnittlichen Last eines Tages liegt.
• Hellbrisen stellen mit weiter steigendem Anteil Erneuerbarer Energien ein Risiko für die Stabilität des Energiesystems dar, da zu jeder Zeit genauso viel Strom in das Netz eingespeist werden muss, wie von den Verbrauchern verbraucht wird. Wird zu viel Strom in das Stromnetz eingespeist, drohen Stromausfälle („Blackouts“).
• Es gibt eine Vielzahl von Maßnahmen, mit denen man auf Hellbrisen reagieren kann. Durch Anreize, Strom zu verbrauchen („dynamische Stromtarife“), die Abregelung von Anlagen, den Ausbau von Stromspeichern oder Stromexporte können Hellbrisen jedoch wirksam abgemildert werden.
• Künftig ist zu erwarten, dass der Ausbau von Windkraft- und Solaranlagen die Volatilität erhöht, während die Flexibilisierung der Stromnachfrage und der Aufbau von Speicherkapazitäten sie verringert. Sofern der Strommarkt die richtigen Anreize setzt, kann hier für ein Gleichgewicht gesorgt werden.

Eine Hellbrise ist das Gegenteil der Dunkelflaute. Bei Sonnenschein und starkem Wind gibt es ein Überangebot an Strom, das zu niedrigen oder negativen Strompreisen führt.

Da zu jeder Zeit genauso viel Strom in das Netz eingespeist werden muss, wie von den Verbrauchern verbraucht wird, kann eine Hellbrise auch die Stabilität der Stromnetze gefährden. Im schlimmsten Fall droht ein Blackout, also ein flächendeckender unkontrollierter Stromausfall.

Eine Hellbrise kann sowohl im Sommer als auch im Winter entstehen. Problematisch sind beispielsweise Feiertagswochenenden im Frühjahr und Sommer, wie etwa Pfingsten, da Großverbraucher wie Industriebetriebe an arbeitsfreien Tagen weniger Leistung abnehmen.

Aus wissenschaftlicher Sicht spricht man von einer Hellbrise, wenn die Residuallast in den unteren beiden Perzentilen der durchschnittlichen Last eines Tages liegt.

In 2024 kam es in Deutschland zu 514 Stunden Hellbrise, in denen der produzierte Strom nicht genügend Abnehmer fand und der Preis bei oder unter 0 EUR/kWh lag. Mit 62 Phasen trat dieses Phänomen etwa fünfmal häufiger auf, als die gegenteilige Dunkelflaute. 2023 waren es 301 Stunden, 2015 lediglich 126 Stunden.

Diese Zahlen belegen, dass die Häufigkeit an Hellbrisen durch den Ausbau erneuerbarer Energien weiter zunehmen dürfte. Laut einer Studie des Öko-Institut könnten Hellbrisen 2045 in bis zu 40 % der Stunden des Jahres eintreten.

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Es gibt eine Vielzahl von Maßnahmen, mit denen der Gesetzgeber, die Bundesnetzagentur, die Netzbetreiber, aber auch jeder einzelne Stromverbraucher den Umfang eines absehbaren Einspeiseüberschusses abfedern kann.

Wenn zu viel Strom aus Wind- oder Solaranlagen ins Netz eingespeist wird und die Leitungen das nicht mehr sicher transportieren können, darf der Netzbetreiber die Einspeisung von Stromerzeugern vorübergehend reduzieren (§ 13 Abs. 1 EnWG). Diese gezielte Drosselung nennt man Redispatch und betrifft seit 2021 auch erneuerbare Energien wie PV- und Windkraftanlagen ab 100 kW (§ 13a EnWG).

Auch kleinere Anlagen können abgeregelt werden, wenn es im lokalen Stromnetz zu Überlastungen kommt, z. B. in ländlichen Gebieten mit viel PV auf den Dächern (§ 14 EEG).

Die betroffenen Anlagenbetreiber bekommen den entgangenen Stromverkauf in der Regel ersetzt, damit sie keinen finanziellen Nachteil haben (§ 15 EEG). Gesteuert wird das über Fernzugriffe der Netzbetreiber – entweder über Steuerboxen oder spezielle Technik in der Anlage.

Als weitere mögliche Maßnahme kommt die Abschaltung von reinen Einspeiseleitungen in Frage. Sollte dies nicht reichen, könnten im Notfall auch Leitungen, an denen neben Einspeisungen auch Verbraucher hängen, abgeschaltet werden. Im Zeitraum April bis Juni 2024 gingen in Deutschland so 600 Gigawattstunden elektrischer Energie „verloren“.

Um Hellbrisen abzufedern, sollen auch Verbraucher die Möglichkeit haben, ihren Verbrauch anzupassen, indem sie bei günstigen oder sogar negativen Strompreisen gezielt Strom verbrauchen wie z. B. durch das Laden des eigenen Stromspeichers, das Beladen des Elektroautos oder über die Pufferspeicher-Beladung durch die Wärmepumpe.

Aus technischer Sicht bedarf es hierfür eines Smart Meter, einer Steuerbox und eines darauf abgestimmten Energiemenagementsystems, das entscheidet, welcher Verbraucher bei günstigen Strompreisen aktiviert wird.

Gewerbe, Handel und vor Allem Industrie benötigen überdies eine gewisse Vorlaufzeit, um ihre Geschäfts- und Produktionsprozesse anzupassen. Auf Basis von Wetterprognosen ergibt sich eine Vorankündigungszeit von 2 bis 5 Tagen.

Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft entwarf für Hellbrisen ein eigenes Anforderungsprofil. Diesem entsprechend, könnten Betriebe ab 2030–2050 ihre Produktion für 1–5 Tage verstärkt in Phasen niedriger Preise legen und damit zum Abbau des Überschussstroms beitragen. Eine zeitliche Flexibilität des Produktionsprozesses vorausgesetzt.

In einigen Fällen kommen auch größere Verbraucher wie Power-to-Heat-Anlagen ins Spiel: Sie sind wie riesige Wasserkocher und erhitzen große Mengen Wasser für die Wärmeversorgung. Dafür nutzen sie überschüssigen Grünstrom und verhindern so, dass Energie ungenutzt bleibt.

Eine zentrale Maßnahme, um wetterbedingte Volatilität von Erneuerbaren-Energien-Anlagen auszugleichen, ist der Ausbau von Stromspeichern, um Überschussstrom kurzfristig aufzunehmen (siehe "Energiespeicher"). Sie reagieren innerhalb von Sekunden und können je nach Auslegung mehrere Megawatt (MW) Leistung bereitstellen, oft für 1 bis 4 Stunden.

Neben der Bereitstellung von Regelenergie werden Stromspeicher auch in Hellbrisen eingesetzt: Sie laden sie sich bei sehr niedrigen oder sogar negativen Strompreisen und verkaufen den Strom später, wenn er teuer ist – z. B. abends bei hoher Nachfrage. Der Gewinn entsteht durch die Preisdifferenz.

Einen ganz ähnlichen Ansatz verfolgen Elektrolyseure. Sie wandeln überschüssigen Strom in Wasserstoff um, der entweder später vor Ort wieder verstromt werden kann oder selbst zum Verbraucher transportiert wird.

Falls es deutschladweit nicht gelingen sollte mit allen internen Mitteln das System stabil zu halten, ist Deutschland glücklicherweise elektrisch sehr gut verbunden mit vielen direkten Nachbarländern in allen Richtungen, die uns mit großen regelbaren Erzeugungskapazitäten unterstützen können, um das kontinentale Stromverbundnetz stabil zu halten.

Der Stromhandel läuft primär über die Börse (z. B. EPEX Spot in Paris für den Day-Ahead- und Intraday-Handel) und wird grenzüberschreitend gekoppelt – das nennt man Market Coupling.

• Stromproduzenten (z. B. Windparks, PV-Anlagen in der Direktvermarktung) melden für den nächsten Tag an, wie viel Strom sie erzeugen werden.
• Stromverbraucher bzw. Versorger geben an, wie viel Strom sie brauchen.
• Der Strompreis entsteht durch Angebot und Nachfrage – gemeinsam über viele europäische Länder hinweg (Deutschland, Frankreich, Österreich, Niederlande, Belgien etc.).

Wenn Deutschland besonders viel Wind- oder Solarstrom hat, senkt das den Strompreis im gesamten gekoppelt gerechneten Marktbereich – das kann zu sehr niedrigen oder sogar negativen Preisen führen. Wenn im Ausland der Strompreis höher ist (z. B. weil dort weniger Wind/Sonne ist), wird deutscher Überschussstrom dorthin exportiert – sofern grenzüberschreitende Leitungen (Interkonnektoren) genügend Kapazität haben.

• Der Marktmechanismus sorgt automatisch dafür, dass Strom dorthin fließt, wo er am meisten wert ist.
• Das wird über sogenannte Flow-Based Market Coupling geregelt: Netzengpässe werden in die Preisbildung einbezogen.

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In den letzten Jahren ist die Anzahl an Stunden mit negativen Strompreisen deutlich angestiegen. Das könnte für viele Betreiber von Solarstromanlagen („PV-Anlagen“) teuer werden. Denn das seit Ende Februar 2025 geltende Solarspitzengesetz sieht vor, dass bei negativen Strompreisen keine EEG-Vergütung mehr gezahlt wird.

Laut einer Untersuchung des Stromspeicher-Herstellers sonnen hätten Haushalte mit PV-Anlage, aber ohne intelligente Steuerung des Stromspeichers 2024 Vergütungsverluste von 25% hinnehmen müssen. Dies entspricht etwa 120 Euro EEG-Vergütung pro Jahr oder 2.400 Euro über die Zeitspanne von 20 Jahren.

Grund: Die negativen Preise fallen genau in die Zeit, in der einfache Speicher bereits voll sind oder die PV-Anlage die Leistung des Speichers schlicht übersteigt. Die Einbußen schlagen genau dann zu, wenn die Anlage viel einspeist.

Zwar wird die Zeit mit entgangener Vergütung an die Förderzeit von 20 Jahren angehängt, sodass kein finanzieller Nachteil entstehen soll. Allerdings rentieren sich Solaranlagen dadurch erst über einen längeren Zeitraum, und die Einnahmen verlieren durch die Inflation an Wert.

Um Verluste zu vermeiden, ist es entscheidend, den Strom aus der PV-Anlage in Zeiten mit negativen Strompreisen zu speichern, gezielt auf Verbraucher zu verteilen oder an verschiedenen Märkten teilzunehmen, wie dem Intraday- oder dem Regelleistungsmarkt.

Mit intelligenten Speichern, einem virtuellen Kraftwerk und den passenden Stromverträgen können PV-Anlagenbesitzer von diesen neuen zeitabhängigen Anreizen profitieren.

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