242 Stunden im Minus: Darum läuft Deutschlands Strommarkt aus dem Takt

Wenn Einspeisen ins Netz kostet

Exakt 242 Stunden lang kostete eine Megawattstunde Strom an der deutschen Börse zwischen Januar und Mai weniger als null. Wer ihn abnahm, bekam Geld dafür. Häufiger trat das Phänomen in den ersten fünf Monaten 2026 nur in sechs der zehn zurückliegenden Gesamtjahre auf, wie eine Auswertung des Hamburger Energieunternehmens 1Komma5Grad zeigt.

An der Strombörse bildet sich der Preis Stunde für Stunde aus Angebot und Nachfrage. Zu Minus-Stunden kommt es, wenn das Angebot die Nachfrage weit übersteigt, wenn also an sonnigen, windigen Tagen mehr Strom ins Netz drängt, als Haushalte und Industrie abnehmen. In diesem Fall rutscht der Strompreis unter null, das Geschäft kehrt sich um, und der Erzeuger zahlt dafür, dass ihm jemand den Strom abnimmt.

Dass viele Anlagen dennoch weiter einspeisen, hat zwei Gründe. Das Abschalten und Wiederhochfahren großer Kraftwerke ist teuer, und zahlreiche Solaranlagen behalten ihre Förderung auch dann, wenn ihr Strom am Markt nichts mehr wert ist.

Ob 2026 den Rekord des Vorjahres von 573 Negativstunden übertrifft, ist offen. Im gleichen Zeitraum des Jahres 2025 zählte die Börse 248 solcher Stunden, sechs mehr als in diesem Jahr. Die Richtung stimmt trotzdem seit Jahren, und sie weist deutlich nach unten. 2016 lagen die Preise nur an 97 Stunden im Minus, seither hat sich die Zahl nahezu versechsfacht.

Wenn die Sonne den Markt flutet

Negative Preise entstehen, wenn zeitweise deutlich mehr Strom erzeugt als verbraucht wird. Besonders häufig geschieht das an sonnigen Wochenenden und Feiertagen, wenn Solaranlagen große Mengen ins Netz drücken und die Nachfrage aus der Industrie gering bleibt. Lässt sich der Überschuss weder speichern noch ins Ausland exportieren noch durch höheren Verbrauch aufnehmen, fällt der Börsenpreis unter null.

Der Grund für die Häufung liegt im Zubau. Ende 2025 waren in Deutschland rund 117 Gigawatt Photovoltaik installiert, gut 17 Gigawatt mehr als ein Jahr zuvor. An einem sonnigen Mittag kann diese Leistung kurzzeitig mehr Strom liefern, als das Netz aufnimmt. Der Ausbau der Erneuerbaren schreite voran, erklärt Jannik Schall, Mitgründer von 1Komma5Grad, einem Anbieter von Solaranlagen, Speichern und dynamischen Tarifen. Was fehle, sei das gleiche Tempo bei Speichern, Netzen und intelligenter Steuerung. Deshalb sei in den kommenden Jahren mit einer weiteren Zunahme negativer Preise an der Börse zu rechnen, heißt es in der Analyse des Unternehmens.

Der Tag im Mai, an dem der Markt seinen Boden fand

Wie tief der Preis fallen kann, zeigte der 1. Mai. An dem Feiertag sackte der Day-Ahead-Preis auf die regulatorische Untergrenze von minus 499,99 Euro je Megawattstunde, umgerechnet rund minus 50 Cent pro Kilowattstunde. So niedrig war der Preis zuletzt vor knapp drei Jahren, im Juli 2023. Weil die Industrie feiertagsbedingt kaum Strom nachfragte und zugleich viel Wind- und Solarstrom ins Netz floss, überstieg das Angebot die Nachfrage um mehrere Gigawatt, obwohl zahlreiche Anlagen bereits abgeregelt waren.

Im Monatsschnitt fiel der Mai dennoch aus dem Rahmen der Aufregung. Mit 77 Negativstunden lag er zwar über dem langjährigen Mittel, blieb aber unter den Vorjahreswerten von Mai 2025 mit 129 Stunden und Mai 2024 mit 78 Stunden. Der kontinuierliche Anstieg der vergangenen vier Jahre wurde damit vorerst unterbrochen. Im Durchschnitt lag der Negativpreis 2026 bei minus 28,65 Euro je Megawattstunde.

Die Mai-Bilanz war nur eine Zwischenmarke, denn saisonal ist der Juni der kritischste Monat, da dann viele Sonnenstunden und eine geringere Industrienachfrage an den Wochenenden zusammentreffen. So stieg die Zahl der negativstunden im Juni 2025 auf 141, den bislang höchsten Monatswert überhaupt. Für 2026 hat 1Komma5Grad noch keine Halbjahresbilanz vorgelegt, mit den Juni-Werten dürfte der Jahreswert aber klar über den 242 Stunden liegen.

Warum Billigstrom teuer wird

Für die Steuerzahler und Stromkunden ist der Überschuss alles andere als ein Schnäppchen. Der Grund liegt in der Förderarchitektur. Photovoltaikanlagen, die vor dem 25. Februar 2025 ans Netz gingen, erhalten ihre gesetzlich garantierte Einspeisevergütung weiter, auch wenn der Strom an der Börse keinen Marktwert hat oder Erzeuger für die Abnahme zahlen müssen. Das betrifft den Großteil der rund 100 Gigawatt Bestandsleistung.

Das im Februar 2025 in Kraft getretene Solarspitzengesetz setzt die Vergütung für Neuanlagen ab der ersten negativen Viertelstunde auf null, kompensiert die entgangenen Erlöse aber über einen verlängerten Förderzeitraum. Für die Bestandsanlagen greift die Regel nicht. Die Differenz zwischen fixer Vergütung und negativem Börsenpreis landet auf dem EEG-Konto, das aus dem Bundeshaushalt aufgefüllt wird. Allein die EEG-Auszahlungen summierten sich 2024 auf 18,5 Milliarden Euro.

Manuel Frondel, Leiter des Kompetenzbereichs Umwelt und Ressourcen am RWI in Essen, rechnet den Schaden konkret vor. Allein der 1. Mai habe Effizienzverluste und Zusatzkosten von über 100 Millionen Euro verursacht, getragen von Steuerzahlern und Stromverbrauchern, so seine Schätzung gegenüber der Berliner Zeitung. In der „Bild“ bezeichnete Frondel die Vergütung für nicht benötigten Solarstrom als „Entsorgungsgebühr für Strommüll“.

Hinzu kommen die Kosten für das Netzengpassmanagement, die die Bundesnetzagentur für das laufende Jahr auf rund vier Milliarden Euro schätzt.

Ökonomen streiten um die wahre Rechnung

Frondels Zahlen sind in der Branche nicht unumstritten. Der Ökonom gilt seit Jahren als scharfer Kritiker der Solarförderung, und seine Kostenrechnungen sind wiederholt angezweifelt worden. In einer grundsätzlichen Methodenkritik kam das Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie zu dem Schluss, eine seiner Förderkostenberechnungen liege „um mindestens 6 Prozent und um bis zu 42 Prozent zu hoch“, unter anderem weil das RWI den Kapitalwert der über zwei Jahrzehnte anfallenden Vergütung nicht abgezinst habe. Der Einwand betrifft die Methodik, nicht die konkrete Rechnung zum 1. Mai.

An der grundsätzlichen Diagnose ändert das jedoch kaum etwas. Auch der Energieökonom Lion Hirth, Professor für Energiepolitik an der Hertie School in Berlin, sieht Handlungsbedarf. Bei derart tiefen Preisen sollten „eigentlich mehr Solaranlagen abgeschaltet werden“, sagte er der Berliner Zeitung. Technisch sei das grundsätzlich möglich, doch viele Anlagen speisten wegen bestehender Förderungen selbst bei negativen Börsenpreisen weiter ein. Nötig seien mehr Großbatterien und mehr flexible Verbraucher, damit etwa Elektroautos oder Wärmepumpen ihren Verbrauch automatisch in Phasen hoher Erzeugung verlagerten.

Deutschland ist die teuerste Steckdose Europas

Ausgerechnet Deutschland, das Land mit den häufigsten Negativpreisen, zählt zu den teuersten Strommärkten Europas. Ende März notierten die deutschen Börsenpreise für Mai-Kontrakte bei 86,80 Euro je Megawattstunde, während der französische Vergleichspreis bei 22,06 Euro lag. Das entspricht rund dem Vierfachen, wie Daten der Energiebörse EEX zeigen, über die zuerst Bloomberg berichtete. Frankreich deckt seinen Bedarf überwiegend aus Kernkraft, Deutschland hat seine Reaktoren im Jahr 2023 abgeschaltet und hängt seitdem in Dunkelflauten an teuren Gas- und Kohlekraftwerken.

Für Verbraucher und Betriebe kommt vom Überschuss an der Börse wenig an, weil die negativen Preise im Großhandel entstehen und der Börsenanteil an der Rechnung klein ist. Bei Haushalten kostete die Kilowattstunde 2026 nach Angaben des Branchenverbands BDEW im Schnitt rund 37 Cent, wovon ein gutes Viertel allein auf die Netzentgelte entfällt. Den Takt an der Steckdose geben Netzentgelte, Steuern und Umlagen vor, nicht der Börsenpreis.

Diese Fixkostenlast trifft die energieintensive Industrie existenziell, für sie ist der hohe Strompreis längst zur Standortfrage geworden. Die Energiewende dürfe deshalb nicht nur auf dem Papier erwünscht sein, mahnt Matthias Belitz vom Verband der Chemischen Industrie (VCI) in der Berliner Zeitung, sie müsse „in der Praxis funktionieren und bezahlbar bleiben”, sonst verliere Deutschland weitere industrielle Großverbraucher.

Für Speicherbetreiber wird das Minus zum Geschäft

Von diesem Überschuss profitieren bislang wenige, weil kaum ein Haushalt die technische Voraussetzung erfüllt. Wer etwas davon spüren will, benötigt einen dynamischen Tarif, der den Börsenpreis direkt weiterreicht, und dazu ein intelligentes Messsystem, das hierzulande erst in weniger als drei Prozent der Haushalte verbaut ist.

Seit Anfang 2025 muss zwar jeder Stromlieferant mindestens einen dynamischen Tarif anbieten, und Verbraucher haben einen gesetzlichen Anspruch auf einen Smart Meter. An einem Aprilwochenende bekamen Kunden mit solchen Tarifen für jede verbrauchte Kilowattstunde Geld gutgeschrieben, wer sein Elektroauto lud, verdiente nach Angaben von 1Komma5Grad dabei rund 18 Euro.

“Die Erneuerbaren liefern sauberen und günstigen Strom, aber unsere Infrastruktur hinkt hinterher”, sagt Schall und fordert einen flächendeckenden Ausbau der Smart Meter, damit mehr Verbraucher von negativen Preisen profitieren und das Netz zugleich entlastet wird. Parallel braucht es Speicher, die den Mittagsüberschuss aufnehmen und abends wieder abgeben. Für Betreiber von Batteriespeichern verbessert jede zusätzliche Negativstunde den Geschäftsfall, weil die Spanne zwischen billigem Mittagsstrom und teurer Abendspitze wächst.

Ein rasches Ende dieser Negativ-Entwicklung scheint nicht in Sicht. Sebastian Ligewie, Analyst beim norwegischen Energiemarktdienstleister Montel Analytics, rechnet „kurz- bis mittelfristig, bis in die 2030er Jahre“ mit weiter zunehmenden negativen Preisen, sofern sich die Nachfragestruktur nicht deutlich ändere. Langfristig sollen die beschlossenen Reformen im EEG dafür sorgen, dass Erneuerbare nicht mehr ins Negative bieten. Bis dahin bleibt der Befund derselbe. Deutschland erzeugt sauberen Strom im Überfluss und schafft es nicht, ihn dann zu nutzen, wenn er anfällt.