Wie entwickeln sich die negativen Strompreise bis 2030?

Kurz: Negative Strompreise sind längst Normalität, und alles deutet darauf hin, dass sie bis 2030 eher häufiger als seltener werden — belastbar messen können wir aber nur die Vergangenheit. Hier bekommst du zuerst die harten Zahlen aus unserer eigenen ENTSO-E-Auswertung, danach die Treiber, an denen du die Richtung bis 2030 selbst ablesen kannst.

Unsere eigene ENTSO-E-Auswertung für den deutschen Day-Ahead-Markt zählt für 2026 bis heute (17.07.2026) 416 Stunden mit negativem Preis. Der tiefste gemessene Wert lag bei -500 €/MWh, also -50 Cent je kWh. Das ist kein Ausreißer-Jahr-Effekt, den man wegdiskutieren kann: Das Jahr ist noch nicht einmal zur Hälfte abgerechnet, und die ertragsstarken PV-Monate liegen mitten in diesem Zeitraum. Wichtig für die Einordnung: Das sind Börsenpreise im Day-Ahead-Handel, nicht dein Endkundenpreis.

Eine seriöse Zahl für 2030 kann dir niemand nennen, auch wir nicht — jede Jahresprognose hängt an Wetter, Zubautempo und Gaspreis. Was sich aber sauber begründen lässt: Solange erneuerbare Erzeugung schneller wächst als die Flexibilität, die sie aufnimmt, steigt die Zahl der Negativstunden. Genau dieses Rennen entscheidet sich bis 2030. Auf der Erzeugungsseite läuft der PV- und Windzubau weiter, auf der Flexibilitätsseite melden Marktbeobachter wie pv magazine für 2026 einen Rekordzubau bei Batteriespeichern. Behandle also jede Zahl für 2030 als Szenario, nicht als Messwert — auch die, die du woanders liest.

Am Day-Ahead-Markt wird die Stunde des Folgetags versteigert. Wenn zur Mittagszeit viel PV und Wind einspeisen und gleichzeitig wenig verbraucht wird, gibt es mehr Angebot als Nachfrage. Erzeuger, für die Abschalten teurer ist als Weiterlaufen — weil eine Förderung dranhängt, ein Prozess nicht unterbrochen werden darf oder das Wiederanfahren Geld kostet —, bieten dann auch zu negativen Preisen an. Sie zahlen lieber dafür, einspeisen zu dürfen, als abzuschalten. Deshalb ist ein negativer Preis kein Marktversagen, sondern ein Preissignal: In dieser Stunde ist Strom ein Problem, kein Produkt.

Das ist der Teil, der wehtut. Nach §51 EEG entfällt die Marktprämie in Stunden mit negativem Day-Ahead-Preis. Die Schwelle, ab wie vielen zusammenhängenden Negativstunden das greift, ist nach Inbetriebnahmejahr gestaffelt und wird enger — für 2026 liegt sie bereits bei zwei zusammenhängenden Stunden. Für Neuanlagen, die unter das Solarspitzengesetz von 2025 fallen, gilt schärfer: keine Förderung in Negativstunden, dafür wird die ausgefallene Zeit hinten an die Förderdauer angehängt. Rechne das nicht im Kopf hoch — prüf im Marktstammdatenregister, welches Inbetriebnahmedatum bei deiner Anlage steht, denn daran hängt die Staffel.

Drei Hebel, in dieser Reihenfolge. Erstens: Miss, wie viele Negativstunden deine Anlage tatsächlich getroffen haben und wie viel Erzeugung in diesen Stunden lag — ohne diese Zahl ist jede Investitionsrechnung geraten. Zweitens: Prüfe die Abregelung in Negativstunden; wenn keine Vergütung fließt, ist Einspeisen in genau diesen Stunden wirtschaftlich sinnlos. Drittens: Prüfe Speicher oder flexible Lasten, die den Mittagsüberschuss in die teuren Abendstunden verschieben. Der Wert eines Speichers steigt mit der Spreizung zwischen Mittagstief und Abendhoch — und genau diese Spreizung ist es, die die negativen Stunden erzeugen.

Ein Speicher lädt genau dann, wenn Strom billig oder negativ ist — er nimmt also Überschuss auf und hebt den Mittagspreis an. Mehr Speicher dämpft die Tiefe der Negativpreise deshalb zuerst, bevor er ihre Anzahl senkt. Für dich heißt das: Selbst in einem Szenario mit viel Speicherzubau bis 2030 verschwinden die Negativstunden nicht, sie werden flacher. Wer seine Anlage heute auf „das reguliert sich bis 2030 von selbst" auslegt, plant gegen die Mechanik des Marktes.