Von Artjom Maksimenko
Der Erneuerbarenausbau schreitet voran und das macht sich an der Spotbörse bemerkbar. Noch nie gab es in einem Jahr so viele negative Stundenpreise an der Strombörse wie 2025. Bereits im August wurde der Vorjahresrekord von 457 Stunden um acht Stunden übertroffen. Der Ökostromanbieter Naturstrom bewertet die Zunahme negativer Stundenpreise als Symptom für mehr erneuerbare Einspeisung. Gleichzeitig verweist das Düsseldorfer Unternehmen auf die sinkende Anzahl von überdurchschnittlich teuren Stunden, in denen die Kilowattstunde über 15 Cent kostete. Im Vergleich zum Vorjahr sei sie um knapp 25 Prozent zurückgegangen (97 zu 73). Auch hier hätten die Erneuerbaren eine zentrale Rolle gespielt.
Dieser Trend im Großhandel bedeutet allerdings noch lange nicht, dass dieses Preisniveau auch bei den Endverbrauchern ankommt. "Damit Verbraucher:innen von den Preisentwicklungen profitieren können, muss der Smart-Meter-Rollout flächendeckend vorangetrieben werden", fordert Oliver Hummel, Vorstandsvorsitzender der Naturstrom AG, die für die Untersuchung Daten des SMARD-Portals der Bundesnetzagentur auswertete. Denn nur mit Smart Meter sei der Wechsel zu einem stundenscharfen Tarif möglich. "Auf den Etappenerfolgen einzelner Netzbetreiber im Pflichtausbau-Segment darf sich niemand ausruhen, wir brauchen die Digitalisierung in der Breite."
Chance für dynamische Tarife?
Naturstrom etwa wirbt in diesem Zusammenhang für die dynamischen Tarife, die sich nach den aktuellen Preisen an der Strombörse richten. Gerade Kunden mit steuerbaren Verbrauchern wie Elektroauto, Wärmepumpe oder Batteriespeicher könnten durch die zeitliche Verschiebung ihres Stromverbrauchs die immer häufigeren Niedrigpreiszeiten an der Börse für den günstigen Stromeinkauf nutzen und dadurch gleichzeitig das Energiesystem entlasten. Im Vergleich mit den üblichen Sondertarifen mit einer Festpreisgarantie über 12 oder 24 Monate Laufzeit erweisen sich die dynamischen Tarife allerdings noch als Ladenhüter.
In einem exklusiven Kommentar für die ZfK schreibt
Sebastian Ligewie,
Analyst
Montel Analytics
"Why so negative?"
In Deutschland verzeichneten wir bisher 465 Stunden, in denen die Day-Ahead-Auktion "unter null" rutschte. Bei unseren europäischen Nachbarn in den Niederlanden waren es sogar 477 und in Spanien rekordverdächtige 503 Stunden. Für Stromverbraucher sind niedrige Großhandelspreise zunächst eine positive Nachricht, wenngleich die meisten aufgrund langfristiger Absicherungen nicht unmittelbar davon profitieren. Grundsätzlich sind negative Preise ein Marktsignal, das Anreize für flexible Verbraucher schafft. Die negativen Stunden belasten das EEG-Konto, da – abhängig vom Förderregime – die Differenz zwischen Vermarktungserlösen und Marktprämie beziehungsweise Einspeisevergütung ausgeglichen werden muss.
Dieses Konto wird mittlerweile über den Staatshaushalt refinanziert. Erneuerbare Anlagen geraten durch fallende Marktwerte und die Einführung der 1h-Regel unter Druck. Diese gesetzliche Vorgabe sieht vor, dass Anlagen in Stunden mit negativen Preisen keine Förderung mehr erhalten. Das vermindert die Rentabilität bestehender Anlagen und verschlechtert den Business Case von Neuanlagen. Wenn es um die Lösung des "Problems" mit den negativen Stunden geht, ist der Ruf nach flexibler Nachfrage – etwa durch Batterien und Sektorenkopplung in den Bereichen Wärme und Verkehr – nicht weit. Ergänzend dazu wurden auf der Erzeugungsseite bereits regulatorische Maßnahmen eingeführt. Zwar verkündet die Politik regelmäßig ehrgeizige Ziele für die Flexibilisierung, doch inzwischen gibt es berechtigte Zweifel, ob sich diese in der geplanten Geschwindigkeit umsetzen lassen. Damit stellt sich die Frage: Was passiert, wenn wir diese Ziele nicht realisieren? Wie viele negative Stunden treten auf, wenn wir sie nur teilweise erreichen? Montel Analytics hat zwei Vergleichsszenarien zum fundamentalen Strompreis- Szenario "Central" berechnet. Hier werden die Zubauzahlen für flexible Nachfrager, die aus dem Netzentwicklungsplan stammen, als unflexibel angenommen. Das bedeutet für das erste Szenario, dass 100 Prozent der zugebauten Wärmepumpen, Elektrolyseure und E-Mobilität nicht preissensitiv, sondern unflexibel Strom nachfragen.
Für das weitere Szenario wird die Zahl mit 50 Prozent etwas abgeschwächt. Sprich, das Stromsystem nutzt die Potenziale, die die oben genannten Verbraucher bieten, um die Nachfrage elastisch dem Angebot anzupassen, wenig bis gar nicht. In der Folge steht dem wachsenden Angebot an Erneuerbaren keine preissensitive Nachfrage gegenüber, sodass die Merit-Order deutlich häufiger und tiefer in den negativen Bereich gedrückt wird. Der Vergleich der jeweiligen Szenarien macht die Brisanz der Flexibilisierung auf der Nachfrageseite deutlich. Für den Szenarienvergleich wurde die
Anzahl der negativen Stunden für das Jahr 2030 summiert und gegenübergestellt. Wenig überraschend weist das Szenario mit gleichbleibend unflexibler Nachfrage die meisten negativen Stunden auf. Doch selbst hier zeigt sich ein deutlicher Rückgang gegenüber 2025: Mit 445 negativen Stunden liegen die Modellergebnisse unter dem, was wir bis Mitte August 2025 bereits gesehen haben. Ausschlaggebend hierfür sind die konsequent eingeführten 1h-Regeln im Erneuerbaren-Bereich.
Bis 2030 wird der Anteil der Erzeuger, die preisunsensibel anbieten, deutlich sinken, während mehr neue Anlagen unter die strengeren Vorgaben fallen. Dies zeigt bereits eine spürbare Wirkung. Die Ergebnisse legen nahe: Unsere Anstrengungen sollten wir in diesem Bereich weiterhin deutlich verstärken – selbst wenn die Flexibilisierungsziele nur teilweise erreicht werden können, ist ihr Impact für das Gesamtsystem enorm. Die Flexibilisierung der Nachfrageseite egal in welcher Form ist ein notwendiger Schritt hin zu einem resilienten Energiesystem mit einer moderaten Anzahl an negativen Stunden.
Ruf nach Flexibilität wird lauter
2025 erreichte die Zahl negativer Stundenpreise an der Epex Spot mit 465 Stunden einen neuen Rekord, was auf den zunehmenden Ausbau erneuerbarer Energien zurückgeführt wird. Obwohl diese Preisentwicklungen grundsätzlich positive Signale für Verbraucher:innen sind, profitieren die meisten aufgrund langfristiger Verträge nur begrenzt davon. Die Einführung dynamischer Tarife und intelligenter Messsysteme könnte Haushalte und Unternehmen dazu befähigen, ihren Stromverbrauch flexibler zu gestalten und so von Niedrigpreiszeiten zu profitieren.
Gleichzeitig belasten negative Preise das EEG-Konto und setzen bestehende sowie neue Erneuerbaren-Anlagen wirtschaftlich unter Druck, insbesondere durch die 1h-Regel. Insgesamt zeigt die Analyse, dass sowohl die Flexibilisierung der Nachfrageseite als auch regulatorische Maßnahmen notwendig sind, um die Strompreise zu stabilisieren, die Rentabilität der Anlagen zu sichern und ein resilienteres Energiesystem zu schaffen.
