Ein Markttag zwischen hoher PV-Erzeugung, regulatorischen Fehlanreizen und behinderter Nachfrageflexibilität

Mit den ersten ausgeprägten Sommertagen steigen die Produktionszahlen aus Photovoltaikanlagen deutlich. Gleichzeitig häufen sich Situationen, in denen diese Strommengen zur Mittagszeit am Großhandelsmarkt keinen positiven Erlös mehr erzielen. An einzelnen Tagen, insbesondere an Feiertagen und teilweise an Wochenenden, übersteigt das Angebot die Nachfrage so deutlich, dass Strom nur noch gegen Aufgeld abgesetzt werden kann.

Der 1. Mai 2026 zeigt dieses Muster exemplarisch. Obwohl bei hohen Einspeisemengen bereits ein Teil der Anlagen abgeregelt wird, fiel der Spotmarktpreis an diesem Tag über viele Stunden in den negativen Bereich. Die daraus resultierenden Kosten sind nicht nur ein kurzfristiges Marktphänomen, sondern ein Hinweis auf strukturelle Fehlanreize im Zusammenspiel von Strommarkt, Netzentgelten und industrieller Nachfrageflexibilität.

Die zugehörige Berechnung ist als Excel-Datei hinterlegt: Spotmarkt 01. Mai 2026.

Ein Feiertag mit ausgeprägt negativen Strompreisen

Am 1. Mai 2026 rutschte der Strompreis bereits am Vormittag in den negativen Bereich. Laut der viertelstündlichen Marktdaten fiel der Preis ab 9:30 Uhr unter null. Um 13:15 Uhr wurde mit rund -499 €/MWh beziehungsweise näherungsweise -50 ct/kWh der regulatorische Tiefstwert erreicht. Dieses Niveau hielt für etwa 90 Minuten an. Erst gegen 17:30 Uhr erreichte der Preis wieder die Nulllinie.

Die Berechnung stützt sich auf die viertelstündlichen Marktdaten aus den EnergyCharts des Fraunhofer ISE:

https://energy-charts.info/charts/price_volume/chart.htm?l=de&c=DE&week=18

Für den betrachteten Zeitraum weist die Tabelle folgende aggregierte Werte aus:

Damit ergibt sich allein für diesen Tag ein rechnerischer Schaden von rund 120 Millionen Euro. Die im Ausgangsmaterial zusätzlich genannte Menge von geschätzt 41 GWh an abgeregelter und dennoch vergüteter Leistung ist darin noch nicht enthalten.

Was die Kostenrechnung tatsächlich abbildet

Die zentrale Größe ist nicht nur der negative Spotpreis selbst. Relevant ist die Differenz zwischen dem angenommenen Erzeugungswert und dem tatsächlich erzielten beziehungsweise negativ gewordenen Markterlös.

Die Berechnung folgt im Kern dieser Logik:

1. Für jedes 15-Minuten-Intervall wird das Spot-Volumen mit dem jeweiligen Spotpreis multipliziert.
2. Daraus ergibt sich der Spot-Erlös je Intervall.
3. Zusätzlich wird der Strom mit einem angenommenen Wert von 60 €/MWh bewertet.
4. Der Kostenbeitrag ergibt sich aus der Differenz zwischen diesem angenommenen Wert und dem tatsächlichen Spot-Erlös.

Bei positiven oder nahe null liegenden Preisen bleibt der Kostenbeitrag begrenzt. Bei stark negativen Preisen steigt er dagegen stark an. Besonders sichtbar wird dies zwischen 12:45 Uhr und 14:30 Uhr. In dieser Phase lagen die Preise nahe der Preisuntergrenze, während gleichzeitig hohe Volumina gehandelt wurden.

Die Kosten entstehen also nicht durch einen einzelnen Extremwert, sondern durch die Kombination aus hoher Einspeisung, hohem Handelsvolumen und über mehrere Viertelstunden anhaltend stark negativen Preisen.

Die naheliegende Frage: Warum nimmt niemand diesen Strom ab?

Die ökonomisch interessante Frage lautet nicht nur, warum der Strompreis negativ wurde. Entscheidend ist, warum es offenbar nicht genügend Abnehmer gab, die diesen Strom zu sehr niedrigen oder sogar negativen Börsenpreisen nutzen konnten.

Auf den ersten Blick erscheint das widersprüchlich. Gerade industrielle Verbraucher sollten angesichts hoher Preise für fossile Energieträger ein erhebliches Interesse an günstiger elektrischer Energie haben. Zudem ist das Potenzial flexibler industrieller Lasten keineswegs unbekannt. Bereits 2017 kam eine Studie des Wirtschaftsministeriums zu dem Ergebnis, dass es solche potenziell flexiblen Abnehmer in relevantem Umfang gibt.

Trotzdem schlägt dieses theoretische Potenzial in der Praxis nicht automatisch in kurzfristige Nachfrage am Spotmarkt um. Der Grund liegt wesentlich in den regulatorischen Rahmenbedingungen.

Der Börsenpreis ist nur ein Teil des Strompreises

Für industrielle und gewerbliche Verbraucher ist der Börsenstrompreis nicht identisch mit dem tatsächlich entscheidungsrelevanten Strompreis. Neben dem Energiepreis fallen Netzkosten beziehungsweise Netznutzungsentgelte an. Genau diese Netzentgelte können die betriebswirtschaftliche Logik kurzfristig günstiger Strombeschaffung erheblich verändern.

Viele industrielle und gewerbliche Verbraucher zahlen nicht nur nach der verbrauchten Arbeit, sondern in erheblichem Umfang nach der maximal abgenommenen Leistung. Maßgeblich ist dabei die höchste Viertelstundenleistung eines Jahres. Eine kurzfristige zusätzliche Stromabnahme kann daher zu höheren Leistungspreisen führen, die den Vorteil negativer oder sehr niedriger Spotpreise überkompensieren.

Das gilt insbesondere für Unternehmen, deren Netzkostenregime stark auf gleichmäßigen Strombezug optimiert ist. Industrielle Großverbraucher können ihre Netzkosten unter bestimmten Voraussetzungen deutlich reduzieren, wenn sie einen möglichst konstanten Strombezug nachweisen. Im Ausgangstext wird hierfür eine Reduktion der Netzkosten um 80 bis 90 Prozent genannt. Grundlage ist die Regelung in § 19 der Stromnetzentgeltverordnung.

Damit entsteht ein Zielkonflikt:

• Der Strommarkt sendet kurzfristig ein Signal zur zusätzlichen Nachfrage.
• Das Netzentgeltsystem bestraft unter Umständen genau diese kurzfristige Leistungsspitze.
• Für viele Betriebe ist das finanzielle Risiko höher als der mögliche Vorteil aus dem günstigen Börsenpreis.

Hinzu kommt, dass kurzfristiger Stromeinkauf für Industriebetriebe eigene Kosten- und Planungsrisiken erzeugt. Selbst bei negativen Preisen ist zusätzliche Nachfrage daher nicht automatisch rational.

Wer bleibt als Käufer übrig?

Wenn große Teile der Industrie aufgrund der Netzentgeltlogik und betrieblicher Risiken als flexible Abnehmer nur eingeschränkt reagieren, stellt sich die Frage, wer den günstigen oder negativ bepreisten Strom tatsächlich kaufen kann.

Im Ausgangstext wird dazu auf Daniel Hölder verwiesen. In der Fachzeitschrift Zeitschrift für Neues Energierecht - ZNER, Heft 1/2014, ab Seite 14, führt er aus, dass wesentliche Käufer von Erneuerbaren-Strom Betreiber fossiler Kraftwerke seien. Diese könnten den Strom je nach Marktpreis nutzen, um Terminmarkt-Lieferverträge zu erfüllen.

Damit entsteht eine bemerkenswerte Marktkonstellation: Fossile Kraftwerksbetreiber können gleichzeitig als Verkäufer und Käufer am Markt auftreten. Aus dieser Doppelrolle ergeben sich zumindest theoretisch Möglichkeiten strategischen Marktverhaltens. Der Ausgangstext verweist in diesem Zusammenhang auf die Möglichkeit von Marktmanipulationen, ohne diese als nachgewiesen darzustellen.

Zugleich wird darauf hingewiesen, dass fossile Kraftwerke flexibler sein können, als häufig angenommen wird. Als Beleg wird ein Interview mit dem damaligen E.ON-Manager Johannes Theissen in der Fachzeitschrift Neue Energie aus den frühen 2010er Jahren genannt.

Netze, Strompreiszone und europäischer Handel

Neben Netzentgelten und Nachfrageflexibilität spielen weitere Faktoren eine Rolle. Der Ausgangstext nennt insbesondere:

• Netzengpässe,
• die einheitliche deutsche Strompreiszone,
• die verpflichtende 70-prozentige Reserve der Übertragungsnetze für den europäischen Stromhandel.

Diese Punkte können die regionale und systemische Verfügbarkeit von Strom beeinflussen. Sie erklären jedoch nicht allein, warum industrielle Flexibilität in einer Situation extrem niedriger Börsenpreise nur begrenzt wirksam wird. Eine vollständige Analyse dieser Faktoren würde eine eigene Betrachtung erfordern.

Für den hier betrachteten Markttag ist entscheidend: Negative Preise entstehen nicht nur aus einem physikalischen Überschuss, sondern auch aus Marktregeln, Preiszonen, Netzentgeltstrukturen und fehlender kurzfristiger Nachfrageelastizität.

Fachliche Einordnung

Der 1. Mai 2026 zeigt ein strukturelles Problem des Strommarktdesigns. Photovoltaik liefert an sonnigen Tagen große Energiemengen mit sehr niedrigen Grenzkosten. Der Marktpreis fällt entsprechend, wenn die Nachfrage nicht flexibel genug reagiert oder wenn der Transport beziehungsweise die Nutzung der Energie durch regulatorische und netzbezogene Faktoren begrenzt wird.

Für Experten sind dabei drei Ebenen zu unterscheiden:

Erstens geht es um die reine Marktpreisbildung am Day-Ahead- oder Intraday-Markt. Dort signalisiert ein negativer Preis, dass zusätzliche Nachfrage oder geringere Einspeisung systemisch wertvoll wäre.

Zweitens geht es um die betriebliche Realität potenzieller Abnehmer. Für Industrieunternehmen zählen nicht nur Arbeitspreise, sondern auch Leistungspreise, Netzentgelte, Vertragsstrukturen und Prozessrisiken.

Drittens geht es um die regulatorische Kopplung beider Ebenen. Wenn das Netzentgeltsystem gleichmäßige Lastprofile belohnt, während der Strommarkt kurzfristige Flexibilität verlangt, entsteht ein Fehlanreiz. Flexibilität bleibt dann wirtschaftlich unattraktiv, obwohl sie systemisch erwünscht wäre.

Implikationen für industrielle Verbraucher und Marktgestaltung

Für industrielle Verbraucher bedeutet dies: Negative Börsenpreise allein sind noch kein tragfähiges Geschäftsmodell für flexible Lasten. Entscheidend ist, ob die zusätzliche Stromabnahme ohne nachteilige Auswirkungen auf Netzentgelte, Lastspitzen, Prozessstabilität und Beschaffungsrisiken möglich ist.

Für die Marktgestaltung ergibt sich daraus eine andere Schlussfolgerung. Wenn flexible industrielle Nachfrage stärker zur Integration erneuerbarer Energien beitragen soll, müssen die Preis- und Entgeltstrukturen diese Flexibilität auch zulassen. Andernfalls bleibt ein erheblicher Teil des theoretisch vorhandenen Potenzials ungenutzt.

Der betrachtete Tag macht zudem sichtbar, dass Abregelung, negative Preise und Kompensationszahlungen nicht isoliert bewertet werden sollten. Sie sind Symptome eines Systems, in dem Erzeugung, Nachfrage, Netze und Regulierung noch nicht ausreichend auf hohe Anteile wetterabhängiger Einspeisung abgestimmt sind.

Fazit

Der 1. Mai 2026 war kein zufälliger Ausreißer, sondern ein Beispiel für ein wiederkehrendes Muster im Strommarkt. Hohe Photovoltaik-Einspeisung, geringe Feiertagsnachfrage und begrenzte Flexibilität führten zu über Stunden negativen Strompreisen. Die Berechnung auf Basis der EnergyCharts-Daten des Fraunhofer ISE ergibt für den betrachteten Zeitraum rechnerische Gesamtkosten von rund 119 Millionen Euro, ohne die zusätzlich genannte abgeregelte und vergütete Energiemenge einzubeziehen.

Die zentrale Ursache liegt nicht allein im Ausbau erneuerbarer Energien. Entscheidend ist, dass der Markt zwar kurzfristig günstigen Strom anbietet, viele potenzielle Abnehmer diesen aber aufgrund von Netzentgelten, Leistungspreisen und betrieblichen Risiken nicht wirtschaftlich nutzen können.

Damit verweist der Fall auf ein grundlegendes Koordinationsproblem: Ein Stromsystem mit hoher erneuerbarer Einspeisung benötigt Flexibilität. Diese Flexibilität entsteht jedoch nicht allein durch negative Börsenpreise, sondern erst dann, wenn die regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sie auch ermöglichen.

Download

• Datentabelle: Spotmarkt 01. Mai 2026
• Diagramm: Spotmarkt 2026-05-01