Der April ist noch nicht zu Ende, doch bereits jetzt ist die Zahl negativer Stundenpreise bemerkenswert. Bislang kam es an der Epex Spot zu über 100 vollen Stunden mit negativen Strompreisen. Die negative Spitze erreichte am vergangenen Wochenende (26. April) minus 480 Euro je Megawattstunde. Laut Energieanbieter 1Komma5 bedeutet dies den niedrigsten Wert seit 2023.
Schon jetzt deutet 2026 an, diesbezüglich ein Rekordjahr zu werden. Zum Vergleich: Im gesamten April des vergangenen Jahres drückten die Erneuerbaren den Strompreis im Spothandel an dreizehn vollen Stunden ins Minus. Auch im Jahresvergleich liegt die Anzahl negativer Stundenpreise mit bislang 146 Stunden bereits über dem Stand der ersten vier Monate 2025 – ein Plus von über 30 Prozent.
2026 als "besonderer Ausreißer"
"Das Jahr 2026 ist bisher ein ganz besonderer Ausreißer", erläutert Montel-Experte Sebastian Ligewie im Gespräch mit der ZFK. Zwar lag die Stromnachfrage im ersten Quartal 2026 "trotz Krisen und entgegen aller Intuition" etwas höher als im Vorjahr. Allerdings sei 2026 bislang ein besonders gutes Windjahr, was sich auch im Base-Preis niederschlage.
Die hohe Windeinspeisung erklärt teilweise die höhere Anzahl negativer Stunden im Vergleich zum Vorjahr. Ein weiterer Grund ist die PV-Einspeisung, die mit steigenden Temperaturen deutlich zunimmt. Dank des Ausbaus der Erneuerbaren erreichen auch hier die Erzeugungswerte neue Rekordstände.
Sofern sich die Nachfragestruktur nicht signifikant ändert, ist bis in die 2030er Jahre mit zunehmenden negativen Preisen zu rechnen.
Sebastian Ligewie
Analyst bei Montel Analytics
Nach Einschätzung des Montel-Experten Ligewie ist "kurz- bis mittelfristig – bis in die 2030er Jahre" damit zu rechnen, dass negative Preise in der Energiebranche weiter zunehmen, "sofern sich die Nachfragestruktur nicht signifikant ändert".
Langfristig würden die beschlossenen Reformen im EEG und im Marktprämienmodell (H-Regeln) jedoch dafür sorgen, dass die Erneuerbaren nicht mehr ins Negative bieten werden. So zumindest der Plan.
Endkunden mit dynamischen Tarifen profitieren
Als profitabel erweisen sich negative Stundenpreise für Endkunden. Nach Angaben des Messstellenbetreibers Innexogy haben Kunden mit dynamischen Tarifen bei Anbietern wie Tibber, Rabot Energy oder Elli von den negativen Stundenpreisen profitiert.
Am Samstag und Sonntag (25. und 26. April) lag der Strompreis an der Spitze bei minus 57 Cent pro Kilowattstunde (kWh). Nach Abzug aller Abgaben sowie der Netzentgelte und Steuern wurden den Kunden 39 Cent pro verbrauchter kWh gutgeschrieben. Laut 1Komma5 konnten zudem E-Autofahrer am Sonntag ihr Auto vollladen und dabei noch 18 Euro verdienen.
Batteriespeicher als wirtschaftliche Lösung
Die aktuellen Tendenzen im Spothandel sind zugleich außerordentlich gute Nachrichten für die kommenden Jahre, insbesondere für das Geschäftsfeld Batteriespeicher sowie andere flexible Assets. Batterien gelten als wirtschaftlichere Alternative zum Abregeln von Erneuerbaren-Anlagen. Der Markt boomt, doch die wachsende Anzahl negativer Preise und die steigenden Ausschläge zeigen, dass diese Flexibilitätsmaßnahmen bislang nicht hinterherkommen.
Hohe Redispatchkosten
Ein enger Zusammenhang zwischen Redispatch-Maßnahmen und der Einspeisung erneuerbarer Energien wird regelmäßig von der Bundesnetzagentur beschrieben. Diese dienen dem Ausgleich von Netzengpässen, die insbesondere dann auftreten, wenn viel Strom aus Wind- und Photovoltaikanlagen regional konzentriert eingespeist wird, die Transportkapazitäten der Übertragungsnetze aber nicht ausreichen, um diesen Strom in die Verbrauchszentren abzuleiten.
Nach Einschätzung der Regulierungsbehörde ist der Anstieg der Redispatch-Kosten in den vergangenen Jahren wesentlich durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und deren wetterabhängige und räumlich ungleich verteilte Erzeugung geprägt. Dadurch entstehen in wind- oder sonnenreichen Regionen zeitweise Erzeugungsüberschüsse, die netzseitig nicht vollständig aufgenommen werden können, was zu Einspeisemanagement- und Redispatch-Eingriffen führt.
Für die Netzstabilität müssen konventionelle Kraftwerke hoch- oder heruntergefahren werden. Die Regulierungsbehörde betont dabei regelmäßig, dass nicht die erneuerbaren Energien selbst das Problem darstellen, sondern der verzögerte Netzausbau im Verhältnis zum schnellen Zubau dieser Erzeugungsanlagen. Am Ende bleiben unter dem Strich Milliardenkosten für Redispatch-Maßnahmen, die weiter steigen. Für 2026 schätzt die Bundesnetzagentur die Kosten für das Netzengpassmanagement auf etwa vier Milliarden Euro.
Kein deutsches Phänomen
Durch Phänomene wie negative Preise können sich flexible Verbraucher vergüten lassen, indem sie Energie aufnehmen und diese gewinnbringend auf andere Märkte oder zu späteren Zeitpunkten verschieben. Das könnte – sofern keine regulatorischen Einschränkungen greifen – den Business Case für Batterien weiter stärken und die Investitionsdynamik verstärken.
Mit dem Phänomen negativer Stundenpreise ist Deutschland keinesfalls allein und schon gar kein europäischer Spitzenreiter, erläutert Ligewie. Spanien habe beispielsweise trotz viel Wasserkraft am Netz 2026 bereits 390 negative Stunden gesehen. "Das sind mehr als doppelt so viele wie im Vorjahr." Auch dort sei der Anstieg auf eine deutlich höhere Windeinspeisung zurückzuführen.
