Die Anzahl von negativen Stundenpreisen an der Strombörse steigt von Jahr zu Jahr. Mit 298 Stunden zum Stichtag 1. Juli setzt der Wert im ersten Halbjahr 2026 diesen Trend fort. Die Energie-Experten von Argon & Co, Andreas Schwenzer und Toni Busch gehen in einem Gastbeitrag unter anderem auf die Frage ein, warum PV-Erlöse in den letzten Jahren zunehmend unter Druck geraten sind und welche Weichen für ein zukunftsfähiges Energiesystem nun zu stellen wären.
Negative Strompreise betreffen lediglich 7 Prozent der gehandelten Stunden. Gibt es einen Grund zur Beunruhigung?
Das stimmt, im ersten Halbjahr 2026 wiesen rund 7 Prozent der Stunden negative Preise auf. Allerdings sind dies gerade die Stunden, in denen die PV-Erzeugung am höchsten ist. 2026 wurde jede vierte Megawattstunde PV-Strom zu Zeiten negativer Strompreise eingespeist. 2025 war es sogar jede dritte.
Der relative Marktwert von PV hat sich in den letzten vier Jahren knapp halbiert: Was bedeutet dies für die Erlöse von PV-Anlagen?
Der Wert der Stromerzeugung am Strommarkt lässt sich in der sogenannten Profilwertigkeit ausdrücken. Sie sagt aus, ob das Produktionsprofil einer Erzeugung eher mit hohen oder niedrigen Strompreisen zusammenfällt. Dazu setzt sie den erzielten Erlös der Erzeugungstechnologie ins Verhältnis zum durchschnittlichen Börsenpreis. Liegt der Wert im Jahresmittel über 1, erzielt die Erzeugungstechnologie höhere Preise als der Durchschnitt, liegt er unter 1, niedrigere.
2022 lag der Wert für PV noch bei über 0,9. Seitdem ist die Profilwertigkeit von PV stark zurückgegangen und erzielt seit 2025 Werte von 0,5 und darunter. Der relative Wert des PV-Stroms hat sich somit in den letzten vier Jahren nahezu halbiert.
Worauf ist der Rückgang der PV-Erlöse der vergangenen Jahre zurückzuführen?
Grund dafür ist maßgeblich die PV-Produktion selbst. Negative Strompreise treten immer dann auf, wenn das (nicht steuerbare) Stromangebot die Nachfrage übersteigt. Ein Blick auf die historischen Daten zeigt, dass negative Strompreise vorwiegend in den Nachmittagsstunden zwischen 12:00 und 15:00 Uhr und verstärkt am Wochenende auftreten.
Das Überangebot, das zu negativen Strompreisen führt, ist maßgeblich durch die hohe PV-Produktion in den Mittagsstunden bedingt und durch die niedrige Stromnachfrage an den Wochenenden, insbesondere sonntags.
Der relative Marktwert von PV hat sich in den letzten vier Jahren knapp halbiert
Die PV-Produktion trägt maßgeblich zur Entstehung niedriger und negativer Strompreise zur Mittagszeit bei und ist gleichzeitig in ihren Erlösen stark davon betroffen. Die steigende PV-Produktion (+45%) in den vergangenen vier Jahren sorgt bei einer Direktvermarktung der Anlagen somit für eine Kannibalisierung der eigenen Erlöse.
Die Daten zeigen aber auch einen Rückgang der Negativpreisstunden im Vergleich zu 2025. Beobachten wir gerade eine Abschwächung des Phänomens?
Von einer Abschwächung kann aktuell nicht die Rede sein. Nach dem Rekordjahr 2025 mit 389 Negativpreisstunden bleibt der Wert auch 2026 auf einem weiterhin hohen Niveau (298h). Das Jahr 2026 hatte im April mit die meisten Negativpreisstunden der vergangenen Jahre (123h).
Gleichzeitig steigen die negativen Preisspitzen: Der stärkste negative Strompreis hat sich 2026 mit -499,99 Euro je Megawattstunde fast verdoppelt im Vergleich zum Vorjahreshalbjahr 2025.
Im Mai und Juni 2026 lag die Anzahl der Negativstunden unter den Werten von 2025. Wie ist das trotz Sonnenüberschuss und Hitzewelle zu erklären?
Die hohe Anzahl an Negativpreis-Stunden im April und die niedrige Anzahl im Mai und Juni sind zwei Seiten derselben Medaille. Sie beide hängen mit der volatilen Erneuerbarenerzeugung zusammen. Neben der PV-Erzeugung trägt nämlich auch der Wind entscheidend zur Preisbildung an den Strommärkten bei.
Im April und Anfang Mai 2026 produzieren sowohl PV als auch Wind mehr Strom als 2025 und sorgen damit für mehr Negativpreisstunden und neue Tiefpreisrekorde wie am 1. Mai-Feiertag.
Im weiteren Verlauf des Mai und im Juni sinkt dann die Windproduktion deutlich ab und liegt um etwa ¼ niedriger als im Vorjahr. Weil sich PV und Wind in diesen Monaten nicht gegenseitig verstärkt haben, wie es im April der Fall war, treten in diesem Zeitraum weniger Negativpreisstunden auf.
Hat sich die geringere Windstromproduktion also positiv auf die Strompreise ausgewirkt?
Dies lässt sich so pauschal ebenfalls nicht sagen. Die Kehrseite der geringen Windproduktion sind Preisspitzen in die andere Richtung: Am 24. Juni 2026 erreichten die Preise um 20:00 Uhr Spitzenwerte von 665,82 €/MWh, knapp unter dem Allzeithoch im Energiekrisenjahr 2022 im selben Vergleichszeitraum.
Können Batteriespeicher diese Preisspitzen nicht abfedern?
Gewiss, der Ausbau von Stromspeichern kann hier ein entscheidender Preisdämpfer sein. Für einen maximalen ökonomischen und volkswirtschaftlichen Nutzen ist es dabei jedoch wichtig, prädiktive und marktoptimierte Betriebsstrategien zu verfolgen. Werden Heimspeicher beispielsweise einfach regelbasiert aufgeladen, wenn die Erzeugung der verbundenen PV-Anlage den Eigenverbrauch übersteigt, kann es sein, dass die Speicher bis zur Mittagszeit bereits vollgeladen sind. So können sie nicht mehr dazu beitragen, negative Strompreise in den Mittagsstunden zwischen 12:00 und 15:00 Uhr abzufedern.
Gleiches gilt für die Entladung. Die meisten Batterien haben eine maximale Entladedauer von einer bis zwei Stunden. Wird eine Entladung bereits bei den ersten Preissignalen um 18:00 Uhr angestoßen, leistet sie keinen Beitrag dazu, die Strompreisspitzen abzufedern, die in der Regel gegen 20:00 Uhr auftreten.
Batteriespeicher benötigen prädiktive und marktoptimierte Betriebsstrategien
Was sind die nächsten notwendigen Schritte?
Bei einem weiteren Umbau unserer Energiesysteme hin zu regenerativer Erzeugung bleiben die strukturellen Treiber für diese extremen Preisspitzen – eine volatile und von der Nachfrage losgelöste Erzeugung – systeminhärent. Ziel muss es sein, die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen, das entsprechende Marktdesign und die technischen Infrastrukturen für diese Systeme zu schaffen. Dies bedeutet den Ausbau und effizienten Betrieb von Batteriespeichern, den Ausbau von Langfristspeichern und die Flexibilisierung von Nachfragen, im Kleinen wie im Großen.
