Negative Strompreise

Was sind negative Strompreise?

Negative Strompreise entstehen am Spotmarkt, wenn das Stromangebot die Nachfrage so stark übersteigt, dass der Preis unter null fällt. Erzeuger zahlen dann Geld, um ihren Strom überhaupt einspeisen zu können. Das klingt widersinnig, ist aber das logische Ergebnis eines Marktes, in dem Angebot und Nachfrage jede Viertelstunde neu ausgeglichen werden.

Negative Preise gelten am Day-Ahead-Markt der EPEX Spot in der Gebotszone Deutschland/Luxemburg. Sie sind kein Fehler, sondern ein Preissignal: Sie zeigen an, dass in dieser Stunde mehr Strom erzeugt als gebraucht wird – und schaffen einen Anreiz, Verbrauch in diese Zeit zu verlagern oder die Erzeugung zu drosseln.

Ursachen

Negative Preise haben mehrere, oft zusammenwirkende Gründe:

• Hohe Erneuerbaren-Einspeisung: Über den Merit-Order-Effekt drücken Wind und Photovoltaik mit Grenzkosten nahe null den Preis. An sonnigen, windigen Tagen reicht das Angebot allein aus EE oft schon aus.
• Geringe Nachfrage: An Wochenenden und Feiertagen fehlt die Industrielast – die Residuallast wird minimal oder negativ.
• Träge konventionelle Kraftwerke: Braunkohle- und Kernkraftwerke lassen sich nicht kurzfristig abschalten. An- und Abfahren kostet mehr als eine kurze negative Einspeisephase.
• Förderung ohne Marktkopplung: Altanlagen mit fester Vergütung speisen unabhängig vom Börsenpreis weiter ein.
• Begrenzte Flexibilität: Speicher- und Verbrauchsflexibilität reichen noch nicht aus, um die Überschüsse aufzunehmen.

Häufigkeit in Deutschland

Die Zahl der negativen Stunden im deutschen Day-Ahead-Markt steigt seit Jahren – mit einem deutlichen Sprung ab 2023. Die folgenden Werte lassen sich aus den Strommarktdaten der Bundesnetzagentur (SMARD) ableiten:

2025 markiert mit 573 negativen Stunden den dritten Jahreshöchstwert in Folge. Der Rückgang 2021/2022 war eine Folge der Energiepreiskrise mit hohen Gaspreisen. Wichtig für die Einordnung: Es kursieren abweichende Zahlen, weil manche Auswertungen alle Spotmarktsegmente (inklusive Intraday) zusammenfassen oder nur einzelne PV-geprägte Negativpreis-Ereignisse zählen. Die hier genannten Werte beziehen sich strikt auf den Day-Ahead-Markt. Negative Preise verlagern sich zudem zunehmend von Wintermonaten (Wind) in das Frühjahr und den Sommer (Photovoltaik).

Folgen für PV-Betreiber

Negative Preise sind vor allem für Anlagen in der Direktvermarktung relevant. Nach § 51 EEG entfällt während negativer Preise der Förderanspruch:

• Neuanlagen ab 25. Februar 2025 (Solarspitzengesetz): keine Vergütung ab der ersten negativen Viertelstunde, ohne mehrstündigen Puffer.
• Ältere Anlagen: gestaffelte Vier- oder Sechs-Stunden-Regeln je nach Inbetriebnahmedatum.
• Verlängerung: § 51a EEG verlängert den Förderzeitraum um die betroffenen Viertelstunden – die Förderung geht also nicht verloren, sondern verschiebt sich.

Damit entfällt in negativen Stunden die Marktprämie, und Einspeisung ohne Speicher wird wirtschaftlich unattraktiv. Eine Einspeisebegrenzung oder gezielte Abregelung kann dann sinnvoll sein.

Lösungsansätze

Negative Preise sind ein Integrationsproblem – kein Argument gegen den weiteren Ausbau. Die wichtigsten Hebel:

• Batteriespeicher nehmen Mittagsüberschüsse auf und geben sie in teuren Abendstunden ab.
• Flexible Verbraucher – Wärmepumpen, Wallboxen, E-Autos – verlagern Last gezielt in die billigen Stunden.
• Dynamische Stromtarife geben das Preissignal direkt an Haushalte weiter: Bei negativen Preisen wird Verbrauch belohnt.
• Sektorkopplung und Power-to-X wandeln überschüssigen Strom in Wärme oder Wasserstoff um.
• Netzausbau verteilt regionale Überschüsse großräumiger.

Je mehr Flexibilität das System aufbaut, desto seltener fällt der Preis tief ins Negative – der Schwerpunkt verschiebt sich dann zu Stunden mit Preisen nahe null.