Negative Strompreise: wann sie Signal sind – und wann Risiko

Die Kernfrage lautet nicht, ob negative Strompreise spektakulär sind, sondern wann sie im Stromsystem nützlich bleiben und wann sie Erlöse, Investitionen und Netzbetrieb belasten. Genau das macht die Entwicklung auf der Iberischen Halbinsel relevant. Für das erste Quartal 2026 meldeten Branchenberichte auf Basis externer Marktdaten ungewöhnlich viele Stunden mit Preisen unter null in Spanien und Portugal. Das ist als Signal wichtiger als der Rekord selbst: Märkte mit viel Solarstrom geraten immer häufiger in dieselbe Lage.

Der Mechanismus dahinter ist europäisch, nicht iberisch. Wenn mittags sehr viel Photovoltaik auf den Markt drückt, die Nachfrage aber nicht im gleichen Maß steigt und Überschüsse nur begrenzt exportiert oder gespeichert werden können, fällt der Großhandelspreis stark. ACER und die IEA beschreiben diesen Zusammenhang für Europa grundsätzlich ähnlich. Der Rekord aus Iberien ist deshalb vor allem ein anschaulicher Fall dafür, wie aus günstiger erneuerbarer Erzeugung zeitweise ein Überschussproblem wird.

Im Day-Ahead-Markt, also bei der Stromauktion für den folgenden Tag, sortiert sich das Angebot grob nach Grenzkosten. Wind- und Solarstrom liegen dabei weit vorn, weil ihre laufenden Produktionskosten sehr niedrig sind. Kommt viel erneuerbare Erzeugung gleichzeitig ins System, drückt sie teurere Kraftwerke aus der Einsatzreihenfolge und senkt den Marktpreis. Wird das Angebot in einzelnen Stunden größer als die kurzfristig aufnahmefähige Nachfrage, kann der Preis bis auf null und darunter fallen.

Negativ wird der Preis vor allem dann, wenn mehrere Faktoren zusammenkommen: starke Solarspitzen zur Mittagszeit, milde Temperaturen und damit schwächere Nachfrage, unflexible Erzeugung, die nicht schnell genug herunterfährt, sowie begrenzte Netz- und Interkonnektorkapazität. In Iberien kann zusätzlich Wasserkraft mit vollen Speichern den Druck erhöhen, wenn Erzeugung aus betrieblichen Gründen nicht beliebig verschoben wird. Technisch ist das kein Widerspruch zu insgesamt hohen Stromkosten. Es zeigt nur, dass der Preis an der Börse stundenweise den Wert eines Überschusses abbildet, nicht den durchschnittlichen Endkundenpreis.

Negative Preise sind nicht automatisch ein Marktfehler. Im Gegenteil: Seltene und klar erkennbare Negativstunden können ein sinnvolles Flexibilitätssignal sein. Sie sagen Speichern, Elektrolyseuren, Kühlhäusern, Ladeinfrastruktur oder anderen verschiebbaren Lasten, dass gerade mehr Strom vorhanden ist als gebraucht wird. In einem funktionierenden System löst das Reaktionen aus: Lasten wandern in günstige Stunden, Batterien laden, einzelne Anlagen regeln ab, der Überschuss wird kleiner.

Problematisch wird es, wenn solche Stunden zu häufig, zu tief oder zu schwer kalkulierbar werden. Dann sinkt nicht nur der Börsenpreis, sondern auch der sogenannte Capture Price vieler Wind- und Solarparks, also der tatsächlich erzielte Durchschnittserlös. Für Projektierer und Finanzierer ist das heikel, weil hohe Produktionsmengen dann oft genau in die billigsten Stunden fallen. ACER verweist zudem darauf, dass ein wachsender Anteil nicht ausreichend reagierender Erzeugung und begrenzte Absicherung über langfristige Märkte die Investitionssignale verzerren kann. Ab diesem Punkt geht es nicht mehr nur um günstige Stunden, sondern um die Frage, ob das System genügend physische und vertragliche Flexibilität mitwachsen lässt.

Gewinner sind vor allem Akteure, die schnell reagieren können. Dazu gehören Batteriespeicher, Stromhändler mit gutem Kurzfristhandel, Industriebetriebe mit verschiebbaren Prozessen und perspektivisch auch Rechenzentren, Ladeparks oder Power-to-X-Anlagen, sofern sie technisch und regulatorisch auf Preissignale reagieren dürfen. Für sie bedeuten negative Preise nicht nur niedrige Beschaffungskosten, sondern Arbitragemöglichkeiten zwischen sehr billigen und später wieder deutlich teureren Stunden.

Unter Druck geraten unflexible Erzeuger und Vermarktungsmodelle, die auf stabilere Preismuster ausgelegt waren. Besonders relevant ist das bei PPAs, also langfristigen Stromlieferverträgen zwischen Erzeugern und Abnehmern. Ob negative Stunden dort verkraftbar sind, hängt stark von Vertragsklauseln ab: Gibt es Preisuntergrenzen, Ausgleichsmechanismen, definierte Negativpreis-Regeln oder einen sauberen Umgang mit Profilrisiken? Fehlen solche Bausteine, können Überschussstunden die Erlöse von Solarprojekten deutlich stärker treffen als die installierte Leistung vermuten lässt. Für Verbraucher gilt zugleich: Vom negativen Börsenpreis profitieren sie nur indirekt oder bei dynamischen Tarifen. Das Signal entsteht im Großhandel und kommt nicht automatisch als negativer Haushaltsstrompreis an.

Die naheliegende Antwort lautet oft: mehr Speicher. Das stimmt, reicht aber allein nicht. Wenn Solarüberschüsse regelmäßig in dieselben Stunden fallen, braucht das System mehrere Reaktionsmöglichkeiten zugleich: Batterien für kurzfristige Verschiebung, flexible industrielle Nachfrage, besser nutzbare grenzüberschreitende Leitungen, stärkere Netze im Inland und Vermarktungsmodelle, die stündliche Risiken nicht ausblenden. Die IEA betont den Zusammenhang zwischen wachsendem Anteil variabler erneuerbarer Erzeugung, Netzengpässen und Curtailment. Genau dort entscheidet sich, ob Überschüsse produktiv genutzt oder nur billig entsorgt werden.

Ebenso wichtig ist das Vertragsdesign. Wer heute Wind- oder Solarprojekte finanziert oder Strom langfristig einkauft, muss Negativpreis-Risiken ausdrücklich einpreisen. Dazu gehören Preisfloors, klare Curtailment-Regeln, Hybridisierung mit Speicher, regional differenzierte Standortwahl und die Frage, wie viel Merchant-Risiko ein Projekt tatsächlich tragen kann. Der zentrale Punkt lautet nicht, negative Preise politisch wegzuregulieren. Sie transportieren echte Knappheits- und Überschusssignale. Gefährlich werden sie dort, wo Netze, Flexibilität und Verträge hinter dem Ausbau der Erzeugung zurückbleiben.

Negative Strompreise sind in einem erneuerbaren Stromsystem weder Ausnahme noch Skandal. Sie zeigen, dass Strom zur falschen Stunde am falschen Ort im Überfluss vorhanden ist. Solange das selten bleibt und Flexibilität auslöst, erfüllt der Preis seinen Zweck. Wenn solche Phasen aber regelmäßig auftreten, ohne dass Speicher, Lastverschiebung, Netze und belastbare Vertragsstrukturen nachziehen, wird aus dem Signal ein Erlös- und Investitionsproblem. Die Rekordwerte aus Iberien sind deshalb weniger eine regionale Kuriosität als ein Vorgeschmack auf Zielkonflikte, die viele europäische Märkte kennen werden.