Wo steht Deutschlands Strommarkt Mitte 2026? Ein paar Zahlen mögen helfen. Die Kurzfristbörse Epex Spot meldete im ersten Halbjahr 298 Stunden mit negativen Strompreisen am deutschen Day-Ahead-Markt. Das waren fast 100 Stunden weniger als im Vorjahreszeitraum, aber 83 Stunden mehr als im ersten Halbjahr 2024. Die Epex Spot arbeitet mit Durchschnittswerten, da seit Oktober 2025 im Day-Ahead üblicherweise nicht mehr stündlich gehandelt wird, sondern viertelstündlich.
Der Tarifanbieter Rabot Energy summierte dagegen alle negativen Viertelstunden auf und kam so auf 294,5 Stunden mit negativen Preisen. Die eigentliche Nachricht liege jedoch bei den Preisausschlägen, teilte das Unternehmen mit. "Der niedrigste Preis im ersten Halbjahr 2026 lag bei −499,99 Euro pro Megawattstunde – nur einen Cent von der technischen Preisuntergrenze der Börse von −500 Euro pro MWh entfernt."
Durchschnittlicher Day-Ahead-Preis gestiegen
2025 habe das Minimum bei rund −250 Euro pro MWh gelegen und 2024 bei rund −135 Euro pro MWh. Auch im Schnitt seien die Negativstunden im ersten Halbjahr 2026 fast doppelt so tief gewesen wie in den beiden Vorjahren.
Die durchschnittlichen Day-Ahead-Börsenstrompreise stiegen wieder – auf 99 Euro pro Megawattstunde (MWh). Nur in den Vergleichszeiträumen 2022 und 2023 war Strom im Großhandel noch teurer. Mitverantwortlich dafür war in diesem Jahr der US-israelische Krieg gegen den Iran, der die Gaspreise nach oben drückte. Da Gaskraftwerke gerade in sonnen- und windschwachen Zeiten auch auf dem Strommarkt die Preise setzen, machten sich die Gaspreise auch dort bemerkbar.
Bei der Stromaußenhandelsbilanz überwogen im ersten Halbjahr die Importe, obwohl Deutschland in den ersten drei Monaten durchgehend Netto-Stromexporteur war. Im Juni dagegen betrug der Importüberschuss zwei Terawattstunden (TWh). Insgesamt fiel der Importüberschuss im ersten Halbjahr aber geringer aus als in den Vergleichszeiträumen 2024 und 2025.
Netzpaket und EEG-Reform stocken
Und was war politisch-regulatorisch los? Die Bundesregierung hat sich bei zwei der wichtigsten Vorhaben, der Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und dem Netzpaket, so verhakt, dass es weiterhin keinen festen Termin für einen Kabinettsbeschluss gibt.
Die Bundesnetzagentur schreckte Speicherbetreiber mit möglichen Eingriffen in Netzentgeltbefreiungen im Januar auf, um diese Idee im Mai wieder fallen zu lassen. Und die Festlegung zur stärkeren Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, auch als Mispel bekannt, verzögert sich. Der nächste Schritt soll nach der Sommerpause folgen.
Immerhin ein Vorhaben steht kurz vor dem Anschluss: die Kraftwerksstrategie, die den Zubau gesicherter Leistung anreizen soll. Das entsprechende Gesetz soll laut Tagesordnung am Donnerstag in einer Woche vom Bundestag verabschiedet werden. Der Bundesrat hätte am Folgetag Zeit, Einspruch einzulegen oder das Gesetz durchzuwinken. Nach jetzigem Stand soll bereits im September die erste Kraftwerksausschreibung stattfinden.
Flexibilität mit die größte Strom-Baustelle
Die Kraftwerksstrategie soll die vielleicht größte Baustelle auf dem deutschen Strommarkt zumindest etwas beheben: die unzureichende Flexibilität von Marktakteuren, wenn besonders viel Strom erzeugt wird oder besonders wenig. Im ersten Schritt will die Bundesregierung vor allem neue Gaskraftwerke sehen, um auch in Dunkelflauten genügend Strom verfügbar zu haben. Erst danach sollen die Ausschreibungen auch für Speicher und andere flexible Kapazitäten geöffnet werden. Dagegen machte prompt die Erneuerbaren-Branche mobil.
Diese setzt mit Blick auf die großen untertägigen Strompreisschwankungen vor allem auf Batteriespeicher. Eine zusätzliche kurzfristige Flexibilität von 20 Gigawatt Speicherleistung mit vier Stunden Speicherkapazität hätte zwischen Januar 2025 und Mai 2026 volkswirtschaftliche Einsparungen von 5,6 Milliarden Euro ermöglicht, analysierte das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik im Auftrag des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE), des Bundesverbands Solarwirtschaft und des Bundesverbands Windenergie.
Die Studie knüpfte an eine Untersuchung des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI) an. Demnach würde ein zügiger Ausbau von Großbatteriespeichern gegenüber einem langsamen Hochlauf bis 2035 Einsparungen von bis zu 1,8 Milliarden Euro jährlich bringen.
"Speicher sind ein Sparprogramm für Stromkunden"
"Speicher sind ein Sparprogramm für Stromkunden und Bundeshaushalt“, erläuterte BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser. "Die Politik muss Speicher und Flexibilität jetzt schneller ermöglichen.
Die Realität ist derzeit eine andere. Die Speicherbranche kämpft mit Netzanschluss-Engpässen, der laufenden Reform der Netzentgeltsystematik und offenen Fragen rund um flexible Netzanschlussvereinbarungen, kurz FCA.
Mit Eon legte zuletzt der größte Verteilnetzbetreiber einen eigenen Standard für FCAs vor, der in der Branche kritisch gesehen wird. Bereits im April führten die Übertragungsnetzbetreiber ein neues Verfahren zur Vergabe von Netzanschlüssen ein, ein sogenanntes Reifegradverfahren, bei dem die Umsetzungswahrscheinlichkeit von Projekten eine Rolle spielt.
Verwunderung bei Flexibilitäts-Beschleunigungsgesetz
Auch im Netzpaket sollen Verteilnetzbetreiber mehr Möglichkeiten erhalten, den Erneuerbaren-Ausbau netzdienlicher zu steuern. Ähnlich sollen dynamische Netzentgelte und Baukostenzuschüsse wirken, auf die die Bundesnetzagentur in ihrer Netzentgeltreform Agnes setzen will.
Ein Lichtblick für die Erneuerbaren-Branche war da das Flexibilitäts-Beschleunigungsgesetz, für das am Mittwoch die Verbände- und Länderanhörung endete. Demnach sollen Planungs- und Genehmigungsverfahren für neue flexible Kapazitäten beschleunigt werden.
Im Fokus stehen jedoch neben Pumpspeichern vor allem jene Anlagen, die im Kraftwerksgesetz bezuschlagt werden. "Da haben wir uns gefragt: Warum?", sagte Matthias Stark, Fachbereichsleiter für Erneuerbare Energiesysteme beim BEE. "Warum macht man das nicht auch für Speicher?"
Ähnlich reagierte der Stadtwerkeverband VKU. "Es greift viel zu kurz, die Beschleunigungsregeln nur auf die Zulassungsverfahren für Kraftwerke und Stromspeicher anzuwenden, die im Rahmen des
(Kraftwerksgesetz, Anm. d. Red.) bezuschlagt werden", schrieb er in seiner Stellungnahme.
