Negative Strompreise 2026: Wie kann man davon profitieren?

Negative Strompreise 2026: Historische Analyse und Auswirkungen für dynamische Tarife

Ökonomische Grundlagen und die Genese negativer Preisphasen am Spotmarkt

Die Architektur des deutschen Strommarktes hat im Jahr 2025 eine Phase erreicht, in der die Volatilität nicht mehr als Ausnahme, sondern als systemimmanentes Merkmal begriffen werden muss. Das Phänomen negativer Strompreise, welches primär an der Börse EPEX Spot im Day-Ahead- und Intraday-Handel auftritt, markiert eine fundamentale Verschiebung in der Logik von Angebot und Nachfrage.¹ In einem klassischen Marktumfeld signalisieren Preise Knappheit; am Strommarkt hingegen signalisieren negative Preise einen physischen Überfluss, der die Stabilität des Übertragungsnetzes bedroht.³ Da elektrische Energie im industriellen Maßstab nur begrenzt und zu hohen Kosten speicherbar ist, müssen Erzeugung und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt in einem exakten Gleichgewicht stehen, um die Netzfrequenz bei 50 Hz zu stabilisieren.³

Negative Preise entstehen, wenn das Angebot an Strom die tatsächliche Last so weit übersteigt, dass die Kosten für die Abregelung von Kraftwerken oder die Kosten für eine kurzfristige Nachfragesteigerung höher bewertet werden als die Zahlung einer Prämie für die Stromabnahme.³ Hierbei spielt das Merit-Order-Prinzip eine zentrale Rolle. Kraftwerke werden nach ihren Grenzkosten sortiert; erneuerbare Energien stehen aufgrund fehlender Brennstoffkosten an erster Stelle.⁶ Wenn Wind- und Solaranlagen die gesamte Last decken können, sinkt der Preis theoretisch auf null. Rutscht das Angebot darüber hinaus, etwa weil konventionelle Kraftwerke aus technischen Gründen eine Mindestleistung (Must-Run) beibehalten müssen, fallen die Preise ins Negative.³

Technische und vertragliche Inflexibilitäten als Preistreiber

Die Ursachen für das Beharren auf einer Einspeisung trotz negativer Preise sind vielschichtig. Großkraftwerke, insbesondere solche, die auf Braunkohle basieren oder als Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) auch Wärme für Fernwärmenetze liefern, können nicht willkürlich abgeschaltet werden.³ Ein Kaltstart eines thermischen Kraftwerks ist mit hohen Kosten, thermischem Stress für die Komponenten und zeitlichen Verzögerungen verbunden.³ Zudem existieren systemrelevante Anlagen, die zur Bereitstellung von Regelleistung am Netz bleiben müssen, um kurzfristige Schwankungen auszugleichen.³ Ein weiterer Faktor sind langfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs), die Erzeuger zur Lieferung fester Mengen verpflichten, unabhängig von der aktuellen Börsenpreissituation.³

Statistische Rekorde und Marktentwicklung im Jahr 2025

Das Kalenderjahr 2025 hat die bisherigen Höchststände bei der Häufigkeit negativer Strompreise deutlich übertroffen. Mit insgesamt rund 575 Stunden am Day-Ahead-Markt wurde der Rekordwert aus dem Jahr 2024 (457 Stunden) um etwa 25 Prozent gesteigert.¹ Dies bedeutet, dass in Deutschland in etwa 6,5 Prozent der gesamten Jahresstunden die Preise unter null lagen.³ Diese Entwicklung ist ein klares Indiz dafür, dass der Ausbau der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten schneller voranschreitet als der Ausbau von Flexibilitätsoptionen wie Großbatteriespeichern oder steuerbaren Lasten.⁴

Die Dynamik des ersten Halbjahres 2025

Bereits die erste Jahreshälfte 2025 zeigte eine dramatische Beschleunigung des Trends. Zwischen Januar und Juni wurden 389 Stunden mit negativen Preisen verzeichnet, was einem Anstieg von etwa 80 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum entspricht.⁴ Besonders hervorzuheben ist der Juni 2025, in dem an 22 Tagen insgesamt 141 Stunden negative Preise auftraten.¹³ Der absolute Tiefpunkt wurde am 11. Mai 2025 registriert, als der Preis auf minus 250,32 €/MWh (entsprechend minus 25 Cent pro kWh) einbrach.³

Die Volatilität am Markt blieb 2025 auf einem hohen Niveau, wobei der durchschnittliche tägliche Spread zwischen dem höchsten und dem niedrigsten Stundenpreis bei 130 €/MWh lag.¹ Während im Winter 2024/2025 Phasen mit sehr hohen Preisen durch eine geringe Winderzeugung (35 Prozent weniger als im Vorjahr) dominiert wurden, kippte der Markt im Frühjahr und Sommer regelmäßig in extreme Minusbereiche.¹

Der Einfluss der Photovoltaik-Einspeisung: Der 90-Prozent-Effekt

Die Photovoltaik (PV) hat sich im Jahr 2025 als der maßgebliche Faktor für die Entstehung negativer Preise während der Tagesstunden etabliert. Im Jahresdurchschnitt wurden fast 16 Prozent des gesamten deutschen Solarstroms in Stunden mit negativen Preisen erzeugt.⁶ In den sonnenreichen Monaten Mai und Juni stieg dieser Wert zeitweise auf über 40 Prozent an.¹⁴ Diese Zahlen verdeutlichen die massive Kannibalisierung des Marktwerts von Solarstrom: Je mehr PV-Anlagen gleichzeitig produzieren, desto stärker drücken sie den Preis, den sie selbst erzielen können.⁶

An spezifischen Tagen mit hoher Einstrahlung und geringer Last kam es zu Extremsituationen, in denen über 90 Prozent der Solarstromerzeugung in negative Preisstunden fielen.⁶ Dieses Phänomen ist nicht auf Deutschland beschränkt, sondern wurde 2025 auch in anderen europäischen Ländern wie Schweden, Lettland oder Österreich beobachtet.¹⁴ Es resultiert aus der hohen Korrelation der Erzeugungsprofile: Millionen von PV-Dachanlagen und Freiflächenparks speisen ihre Spitzenleistung zeitgleich um die Mittagszeit ein, wenn die industrielle Nachfrage – insbesondere an Wochenenden – oft reduziert ist.⁴

Die ökonomische Relevanz der PV-Überschüsse

Die Erzeugung zu negativen Preisen verursacht erhebliche volkswirtschaftliche Kosten, da die Differenz zwischen dem negativen Börsenwert und der staatlich garantierten Einspeisevergütung über den Bundeshaushalt ausgeglichen werden muss.⁶ Im Jahr 2025 beliefen sich die Zahlungen an EEG-Anlagenbetreiber auf rund 18,5 Milliarden Euro, während die Vermarktungserlöse an der Börse aufgrund der Preisverfälle nur einen Bruchteil davon deckten.⁶ Experten weisen darauf hin, dass ohne eine stärkere Flexibilisierung der Nachfrage (Demand Side Management) und den massiven Ausbau von Speichern bis zu 27 Prozent des potenziellen Solarertrags durch Abregelungen oder wertlose Einspeisung “verloren” gehen könnten.¹⁴

Windkraft, Wochenenden und Feiertage: Die zeitliche Dimension der Preisstürze

Während die Photovoltaik für tägliche Spitzen verantwortlich ist, sorgt die Windkraft primär für langanhaltende Phasen negativer Preise, die sich oft über ganze Nächte oder mehrere Tage erstrecken.³ Windstrom fällt unkorreliert zur Tageszeit an und trifft oft auf die ohnehin schwache nächtliche Nachfrage.¹⁹ Insbesondere in den windstarken Herbst- und Wintermonaten sowie während Sturmereignissen im Dezember treten negative Preise gehäuft auf.¹⁸

Die Rolle der Nachfrageschwäche an arbeitsfreien Tagen

Wochenenden und Feiertage sind die klassischen Zeitfenster für negative Strompreise, da die Grundlast der Industrie signifikant sinkt.³ Wenn an einem sonnigen Sonntag die PV-Anlagen auf Hochtouren laufen, während gleichzeitig eine steife Brise weht, reicht die verbleibende Last oft nicht aus, um die Einspeisung aufzunehmen.⁴ 2025 war dies an mehr als 16 vollen Tagen der Fall.⁴

Regulatorische Antworten: Das Solarspitzengesetz und § 51 EEG

Die zunehmende Belastung des Staatshaushalts durch negative Preise führte am 25. Februar 2025 zum Inkrafttreten des sogenannten Solarspitzengesetzes.²¹ Diese Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zielt darauf ab, die Marktsignale stärker an die Erzeuger weiterzugeben und Anreize für eine bedarfsgerechte Einspeisung zu setzen.²³

Die Nullvergütungs-Regelung

Gemäß § 51 EEG verringert sich der anzulegende Wert (die Vergütung) für Neuanlagen, die ab dem 25.02.2025 in Betrieb genommen wurden, auf null, sobald der Spotmarktpreis negativ ist.²³ Während für Altanlagen noch Übergangsfristen von drei Stunden (2024/2025) oder zwei Stunden (2026) gelten, entfällt der Zahlungsanspruch für Neuanlagen bereits ab der ersten negativen Viertelstunde.¹⁷

• Schwellenwerte: Die Regelung greift für fast alle Anlagengrößen ab 2 kWp, sofern ein intelligentes Messsystem (iMSys) installiert ist.²³
• Verlängerungsmechanismus (§ 51a): Die entgangene Vergütung geht nicht verloren, sondern wird am Ende des 20-jährigen Förderzeitraums angehängt.¹⁶ Dies soll die Investitionssicherheit wahren, schiebt die Erlöse jedoch weit in die Zukunft.²¹
• Bonus für Bestandsanlagen: Betreiber von Altanlagen können freiwillig in das neue System wechseln und erhalten im Gegenzug eine um 0,6 Cent/kWh erhöhte Grundvergütung.²³

Diese Regelung zwingt Anlagenbetreiber faktisch dazu, über Eigenverbrauch, Batteriespeicher oder eine intelligente Abregelung nachzudenken, da die Einspeisung in das Netz während negativer Stunden ökonomisch sinnlos geworden ist.¹⁶

Negative Strompreise 2026: Expansion der Erneuerbaren und Markteffekte

Für das Jahr 2026 ist eine weitere Verschärfung der Situation zu erwarten. Die Bundesregierung hält an ihren ambitionierten Ausbauzielen fest, was die installierte Leistung von Wind- und Solaranlagen auf ein Niveau heben wird, das die bestehende Netz- und Speicherinfrastruktur vor neue Herausforderungen stellt.²⁷

Ausbaustand und Ziele bis Ende 2026

Bis Ende 2025 erreichte die installierte PV-Leistung in Deutschland etwa 117 GW.²⁹ Um das gesetzliche Ziel von 215 GW bis 2030 zu erreichen, ist ein jährlicher Netto-Zubau von etwa 19 bis 22 GW erforderlich.²⁸ Für 2026 wird prognostiziert, dass die installierte Kapazität die Marke von 135 GW überschreiten wird.²⁸

Trotz der Rekordgenehmigungen für Windkraftanlagen an Land im Jahr 2025 (über 20 GW) hinkt die Realisierung oft Jahre hinterher.²⁷ Dennoch wird der kumulierte Effekt aus dem stetigen Windzubau und dem massiven PV-Boom die Residuallast im Jahr 2026 noch häufiger unter null drücken.³¹

Häufigkeit und monatliche Verteilung negativer Preise 2026

Basierend auf den Zubauraten und historischen Wetterdaten müssen sich Marktteilnehmer auf eine Häufigkeit von 700 bis 900 Stunden mit negativen Strompreisen im Jahr 2026 einstellen.¹ Die Integration von Viertelstundenprodukten am Day-Ahead-Markt (seit Oktober 2025) wird die Granularität erhöhen und kurze, heftige Preisausschläge sichtbarer machen.¹

Erwartetes Risikoprofil 2026 nach Monaten:

1. Januar/Februar: Risiko primär durch Sturmtiefs. Da die PV-Erzeugung gering ist, beschränken sich Negativphasen auf Starkwindphasen, oft nachts oder an Wochenenden.¹
2. März/April: Kritisches Fenster. Die Kombination aus zunehmender Solarstrahlung und Frühjahrsstürmen trifft auf die Osterfeiertage (03.04. – 06.04.2026).³³
3. Mai/Juni: Hochrisikophase. Der Mai 2026 bietet mit dem 1. Mai (Freitag), Christi Himmelfahrt (14.05.) und Pfingsten (25.05.) zahlreiche Tage mit extrem niedriger Last.³³ Hier ist mit täglichen Negativpreis-Fenstern zwischen 10:00 und 16:00 Uhr zu rechnen.
4. Juli/August: Die Ferienzeit reduziert die industrielle Last. Bei stabiler Hochdruckwetterlage sind negative Preise fast jeden Sonntag vorprogrammiert.⁴
5. Dezember: Ein traditionell windstarker Monat. Die Feiertage am 25. und 26. Dezember (Freitag/Samstag) bilden zusammen mit dem Wochenende ein langes Zeitfenster für potenzielle Negativrekorde, falls die Witterung entsprechend windig ist.¹⁸

Dynamische Stromtarife: Mechanismen, Chancen und Risiken für Endkunden

Mit der Smart-Meter-Pflicht und dem verpflichtenden Angebot dynamischer Tarife durch alle Energieversorger ab 2025 hat sich für Privatkunden eine neue Möglichkeit eröffnet, am Börsengeschehen teilzuhaben.¹⁹ Ein dynamischer Tarif gibt den Börsenpreis (meist den Day-Ahead-Preis) stündlich oder viertelstündlich eins zu eins an den Kunden weiter.¹⁹

Die ökonomische Rechnung für Haushalte

Ein Strompreis an der Börse von

oder weniger bedeutet für den Endkunden nicht, dass der Strom gratis ist. Der Endpreis setzt sich aus mehreren Komponenten zusammen ¹⁹:

• Börsenstrompreis: Variabel (kann negativ sein).
• Netzentgelte: Durchschnittlich ca. 9,3 Cent/kWh (2026 prognostiziert gesunken durch Bundeszuschuss).³⁸
• Steuern und Abgaben: Stromsteuer (2,05 Cent/kWh), Konzessionsabgabe, KWKG-Umlage etc..⁷
• Mehrwertsteuer: 19 % auf die Summe aller Bestandteile.³⁹

Selbst wenn der Börsenpreis bei minus 10 Cent/kWh liegt, fallen oft noch 15 bis 20 Cent an fixen Kosten und Steuern an.⁷ Dennoch ist dies im Vergleich zu Festpreistarifen von 30 bis 35 Cent eine erhebliche Ersparnis.¹³

Sinnhaftigkeit für verschiedene Kundengruppen

Die Eignung eines dynamischen Tarifs hängt massiv von der Flexibilität des Verbrauchs ab. Eine aktuelle Analyse zeigt, dass flexible Tarife im Durchschnitt sogar 3,3 Prozent teurer sein können als die günstigsten Festpreistarife, wenn der Verbrauch nicht aktiv gesteuert wird.⁴⁰

1. Haushalte mit Elektroauto und Wallbox: Diese Gruppe profitiert am stärksten. Durch das Laden in der Nacht oder zur Mittagszeit können die Treibstoffkosten massiv gesenkt werden.¹⁹ Ein Einsparpotenzial von bis zu 300 Euro pro Jahr gegenüber Standardtarifen ist realistisch.⁴¹
2. Besitzer von Wärmepumpen: In Kombination mit einem thermischen Speicher kann die Wärmepumpe bevorzugt in günstigen Stunden laufen.²² Hier ist jedoch zu beachten, dass im Kernwinter (Dunkelflaute) die Preise oft über viele Tage hoch bleiben, was die Heizkosten in diesen Phasen in die Höhe treibt.¹
3. Endkunden mit PV-Anlage: Hier ergibt sich ein paradoxes Bild. Da die PV-Anlage genau dann Strom liefert, wenn er an der Börse billig ist, spart man durch den Eigenverbrauch ohnehin am meisten.¹⁶ Ein dynamischer Tarif lohnt sich für PV-Besitzer vor allem dann, wenn sie einen Speicher besitzen, der im Winter gezielt bei günstigen Windstromphasen aus dem Netz geladen werden kann (aktiver Netzbezug).²⁰ Ohne Speicher und ohne steuerbare Lasten (E-Auto) kann ein dynamischer Tarif sogar nachteilig sein, da man Strom vor allem dann zukaufen muss, wenn die Sonne nicht scheint – was oft mit den teuren Abendstunden korreliert.⁴⁰

Risiken und Preisspitzen

Das größte Risiko dynamischer Tarife ist die fehlende Preisobergrenze (Cap) bei den meisten Anbietern.⁴⁰ In Zeiten von Extremsituationen (wie der Energiekrise 2022) können Stundenpreise auf über 80 Cent/kWh steigen.⁴⁰ Verbraucher tragen das volle Preisrisiko allein.³⁷ Ohne ein automatisches Home Energy Management System (HEMS), das bei hohen Preisen die Lasten abwirft, erfordert dies ein hohes Maß an Aufmerksamkeit und Verhaltensanpassung.⁴⁰

Flexibilitätsoptionen als Schlüssel zur Systemstabilität

Die Zunahme negativer Preise im Jahr 2026 wird den Druck auf den Ausbau von Flexibilität weiter erhöhen. Es wird erwartet, dass die flexibel einsetzbare Leistung bis 2030 von 110 GW auf 130 GW steigen muss, um die Volatilität abzufangen.³¹

Die Rolle der Batteriespeicher

Batteriespeicher entwickeln sich zum zentralen Werkzeug der Marktintegration. Während Heimspeicher primär den Eigenverbrauch optimieren, agieren Großspeicher direkt am Spotmarkt.²⁰ Bis 2030 wird ein Zuwachs von 90 GW an speicherseitiger Flexibilität prognostiziert.³¹ Batteriespeicher erzielen ihre Rendite durch “Arbitrage”: Laden bei negativen oder sehr niedrigen Preisen und Entladen während der teuren Abendspitzen.¹⁰

Demand Side Flexibility

Die Industrie und zunehmend auch Privathaushalte werden durch variable Netzentgelte und dynamische Tarife dazu angereizt, ihren Verbrauch zeitlich zu verschieben.⁴ Technologien wie Power-to-Heat, bei denen überschüssiger Strom in Fernwärme umgewandelt wird, bieten ein enormes Potenzial, negative Preisspitzen zu kappen.⁴ Voraussetzung hierfür ist jedoch der flächendeckende Rollout von Smart Metern, der bis Ende 2026 bei mindestens 90 Prozent der verpflichteten Messstellen abgeschlossen sein soll.²⁴

Zusammenfassung und Handlungsempfehlungen

Das Jahr 2025 markiert den Übergang Deutschlands in ein Stromsystem, das durch eine strukturelle Überproduktion zu bestimmten Zeiten und einen akuten Mangel zu anderen Zeiten (Dunkelflaute) geprägt ist.¹ Die Prognose für 2026 deutet auf eine weitere Intensivierung dieser Spreizung hin.³²

• Für den Gesetzgeber: Die Reformen des EEG (§ 51) waren ein notwendiger erster Schritt, um die Kosten der Energiewende zu begrenzen. Dennoch bleibt die Herausforderung bestehen, Anreize für den Bau von Langzeitspeichern und wasserstofffähigen Back-up-Kraftwerken zu setzen, um die Volatilität zu dämpfen.³¹
• Für Investoren in Erneuerbare: Die Zeit der “blind” einspeisenden Anlagen ist vorbei. Wirtschaftlichkeit lässt sich 2026 nur noch durch die Kombination von Erzeugung mit Speicherung oder Sektorenkopplung garantieren.¹⁶ Tracker-Systeme für PV-Anlagen, die die Erzeugung in die Morgen- und Abendstunden verschieben, gewinnen massiv an systemischem Wert.⁴³
• Für Endkunden: Dynamische Tarife bieten im Jahr 2026 eine große Chance zur Kostensenkung, insbesondere für Haushalte mit Elektroauto oder Wärmepumpe.¹⁹ Voraussetzung ist jedoch ein intelligentes Energiemanagement, um nicht von extremen Preisspitzen in den Abendstunden überrascht zu werden.⁴⁰

Insgesamt zeigt die Analyse, dass das Stromsystem 2026 eine höhere Komplexität aufweisen wird. Die “Entkopplung” der Börsenpreise von den fossilen Grenzkosten durch die Erneuerbaren ist ein Erfolg der Energiewende, erfordert aber eine ebenso revolutionäre Flexibilisierung auf der Nachfrageseite, um den günstigen Ökostrom effizient nutzen zu können.⁴

Referenzen

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11. Strompreise 2026 – Flexibilität lohnt sich doppelt | CUBE CONCEPTS, Zugriff am Januar 31, 2026, https://cubeconcepts.de/strompreise-2026-flexibilitat-lohnt-sich-doppelt/
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38. BDEW-Strompreisanalyse Januar 2026, Zugriff am Januar 31, 2026, https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/
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43. pv magazine Deutschland – Nachrichten aus der Photovoltaik- und Speicherbranche: aktuelle Markttrends, innovative Technologien, Expertenmeinungen und mehr., Zugriff am Januar 31, 2026, https://www.pv-magazine.de/
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