Negative Strompreise: Die Hellbrise wird zur Regel – was jetzt zu tun ist
Minus 499 € je MWh Anfang Mai, ein ähnliches Bild an Pfingsten: Negative Strompreise an sonnigen Tagen mit wenig Verbrauch werden langsam zur Norm. Dabei existieren die technischen Lösungen seit Langem.
Fachkräfte begehen eine Photovoltaik-Anlage: Damit Solarstrom auch in Überschusszeiten nutzbar bleibt, braucht es flexible Technik und passende Regeln.
Foto: picture alliance / imageBROKER/Unai Haizi
Strom kann heute in Deutschland so billig werden, dass Erzeuger dafür zahlen, ihn loszuwerden. Am sonnenverwöhnten 1. Mai 2026 fiel der Day-Ahead-Preis an der Strombörse EPEX Spot auf minus 499 € je MWh, der tiefste je gehandelte Wert. Wer in dieser Stunde Strom abnahm, bekam Geld dafür. Drei Wochen später rutschte der Preis über die sonnigen Pfingsttage erneut ins Minus, wenn auch weniger tief.
Das zeigt: Negative Preise werden langsam vom Ausreißer zur Regel. Sie treten allmählich immer dann auf, wenn ein sonniger Tag auf geringe Nachfrage trifft. 2025 zählte Deutschland laut der Bundesnetzagentur (BNetzA) 573 solcher Stunden. 2026 liegt bislang noch darüber: Bis Ende April registrierte die Fachzeitung zfk rund 146 negative Stunden, gut 30 % mehr als im Vorjahreszeitraum. Einige Fachportale erwarten bis zu 900 Stunden für das Gesamtjahr.
Die Energiebranche bezeichnet solche Phasen neuerdings auch als Hellbrise – das Gegenstück zur Dunkelflaute. Technologien, die den Stromüberschuss in der Hellbrise abfangen können, gibt es genügend. Trotzdem kommt es immer öfter zu negativen Strompreisen. Wieso das so ist – und an welchen Stellschrauben jetzt gedreht werden kann.
Inhaltsverzeichnis
- Wie der Strompreis ins Minus rutscht
- Warum negative Strompreise ein Systemversagen bedeuten
- Was tun in der Hellbrise?
- 1. Batteriespeicher: Schnellster Hebel...
- 2. Flexible Lasten: Wenn der Verbrauch dem Strom folgt...
- 3. Elektrolyse: Überschuss wird zu Wasserstoff
- 4. Abregeln statt einspeisen
- Die wichtigsten Stellschrauben
- Wir brauchen ein System für den Überfluss
Wie der Strompreis ins Minus rutscht
Der Mechanismus der negativen Strompreise lässt sich anhand von vier Punkten erklären:
- An der Strombörse treffen Angebot und Nachfrage im Stundentakt aufeinander.
- Scheint die Sonne und weht der Wind, während kaum jemand Strom braucht – etwa an Feiertagen oder sonnigen Wochenenden – speisen Solar- und Windanlagen mehr ein, als das Land verbraucht.
- Strom lässt sich aber nur begrenzt speichern, und konventionelle Kraftwerke lassen sich nicht beliebig schnell herunterfahren.
- Wer in einer Phase mit Stromüberschuss im Netz zusätzlichen Strom produziert, muss ihn loswerden, wenn er ihn nicht abregeln will – notfalls, indem er Abnehmern für den Verbrauch Geld zahlt. So rutscht der Preis unter null.
Warum negative Strompreise ein Systemversagen bedeuten
Photovoltaik (PV)-Anlagen treiben die Preise am stärksten nach unten, da sie bei starker Sonneneinstrahlung den höchsten Output haben. In der Fachwelt spricht man daher auch vom Mittagsproblem: PV-Strom ist in der Regel genau dann verfügbar, wenn ohnehin am meisten erzeugt wird – mittags, im Sommer, am Wochenende. In den Stunden mit der höchsten Last, also morgens (wenn die Kaffeemaschinen im Büro angehen) und abends (wenn alle zu Hause ankommen und den Fernseher anschalten), liefern sie tendenziell weniger. Diese Lastkurve bezeichnet man wegen ihres Aussehens auch als Duck Curve.
Das Problem: Je mehr Solarparks gebaut werden, desto mehr Einspeisung erfolgt in den Spitzenzeiten. Das zeigt sich auch in Zahlen: Im Mai und Juni 2025 fiel zeitweise fast die Hälfte der monatlichen PV-Erzeugung in Stunden mit negativen Preisen. Sollte also der EE- und insbesondere PV-Ausbau gedrosselt werden, um den Strompreisverfall in Spitzenzeiten aufzuhalten?
Nein, meint Martin Braun, Direktor des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE). Negative Strompreise seien „kein Zeichen dafür, dass erneuerbare Energien falsch sind.“ Stattdessen verwiesen sie auf einen Defekt im Stromsystem: es reagiere noch nicht flexibel genug auf hohe erneuerbare Erzeugung. „Die Hellbrise ist das Gegenstück zur Dunkelflaute“, so Braun. Doch während viele Unternehmen und Forscher an Lösungen für die Dunkelflaute arbeiten, ist die Hellbrise noch unterbelichtet. Der Experte fordert daher: „Wir müssen das Energiesystem nicht nur für Knappheit, sondern auch für Überschuss beherrschbar machen.“
Was tun in der Hellbrise?
Welche Lösungen es dafür gebe? „Batterien, Wärmespeicher, Elektrofahrzeuge, Power-to-Heat, Elektrolyseure, industrielle Lastflexibilität und intelligente Einspeisesteuerung,“ zählt Braun auf.
Doch wie genau helfen diese Technologien gegen negative Strompreise, und warum sind sie noch nicht viel verbreiteter?
1. Batteriespeicher: Schnellster Hebel…
Die naheliegendste Antwort sind Batteriespeicher. Sie nehmen Strom auf, wenn er im Überfluss da und entsprechend billig ist, und geben ihn Stunden später wieder ab, wenn die Nachfrage steigt. Sie reagieren in Sekundenschnelle, lassen sich modular aufbauen und gut skalieren. Entsprechend schnell wächst der Markt. Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) stellt sich der Zubau Anfang 2026 so dar:
- Der gesamte Batteriespeicher-Bestand in Deutschland erreichte rund 28 GWh, verteilt auf etwa 2,5 Mio. Anlagen (überwiegend Heimspeicher).
- Der Zubau stationärer Speicher lag im ersten Quartal rund 67 % über dem Vorjahreswert.
- Großspeicher mit mehr als einer MWh Kapazität legten sogar um rund 270 % zu. Im niedersächsischen Alfeld baut Kyon Energy etwa einen Speicher mit 137,5 MW Leistung, RWE plant in Gundremmingen sogar 400 MW.
… größter Stau
Bis 2030 werden laut BSW rund 100 GWh benötigt, um die nötige Flexibilität für den Strommarkt bereitzustellen. Doch in der Praxis stellen sich Speicherbetreibern einige Hürden:
- Von der Genehmigung bis zum Netzanschluss vergehen bei großen Speichern mit Anschluss ans Übertragungsnetz nach Angaben von Kyon Energy derzeit drei bis fünf Jahre.
- Ein weiterer Engpass sind die Bauteile der Speicher. Höchstspannungstransformatoren haben etwa lange Lieferzeiten und dürfen zu allem Überfluss oft erst bestellt werden, wenn die Planung des Speichers schon weit fortgeschritten ist.
- Hinzu kommen die laufenden Kosten: Speicher zahlen auf den bezogenen Strom Netzentgelte wie ein gewöhnlicher Verbraucher, obwohl sie ihn nur zwischenspeichern. Der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) fordert daher, Speicher als „eigenständige Infrastruktur“ anzuerkennen, also weder Verbraucher noch Kraftwerk.
Wie groß der Anschluss-Stau für Batteriespeicher wirklich ist, ist allerdings umstritten. Kritiker halten einen Teil der Anschlussnachfrage für spekulativ: Sie sei „extrem und unrealistisch hoch“, sagt Albert Moser, Leiter des Instituts für elektrische Anlagen und Netze (IAEW) der RWTH Aachen. Derzeit gebe es einen regelrechten Run auf Netzanschlüsse, um sich eine Netzentgeltbefreiung zu sichern. Doch nicht hinter jeder Anfrage stecke ein fertiges Projekt.
2. Flexible Lasten: Wenn der Verbrauch dem Strom folgt…
Speicher verschieben den Stromverbrauch auf der Zeitachse. Mindestens genauso wirksam ist der umgekehrte Weg: den Verbrauch dorthin zu verschieben, wo der Strom im Überfluss da ist. Wärmepumpen, Elektroautos, Kühlhäuser, industrielle Prozesse – sie alle können theoretisch genau dann laufen, wenn die Sonne das Netz flutet und die Preise fallen. Ein einziger E-Pkw hat zum Beispiel oft mehr Batteriekapazität als ein Heimspeicher; per bidirektionalem Laden könnte er mittags günstigen Strom aufnehmen und ihn abends ans Haus oder ins Netz zurückgeben. Dadurch wäre die Nachfrage zu Spitzenzeiten so hoch, dass die Preise nicht ins Negative fielen.
Auch die Industrie bietet hier großes Potenzial: Kälteanlagen, Druckluftsysteme oder die Wasseraufbereitung lassen sich als natürliche Puffer nutzen und zeitlich verschieben. Und mit dem Boom der künstlichen Intelligenz rücken auch Rechenzentren als künftige flexible Großverbraucher in den Blick.
Dass solche Lösungen keine Zukunftsmusik sein müssen, betont Robert Busch, Geschäftsführer des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (bne): „Technisch sind sie heute bereits verfügbar und in anderen Regionen, etwa in Kalifornien, auch längst in Gebrauch“. Der US-Bundesstaat fängt seine sommerlichen Solarspitzen seit Jahren mit Großbatterien und gesteuerten Verbrauchern ab.
… sofern das Stromnetz mitspielt
Doch damit flexible Lasten ihren Verbrauch an das Angebot anpassen können, müssen die Preissignale aus dem Netz beim Gerät ankommen. Dafür braucht es dynamische Stromtarife, intelligente Messsysteme (Smart Meter) und automatisierte Steuerung. Martin Braun bringt es auf den Punkt: „Ein dynamischer Tarif allein verschiebt noch keine Last. Erst die Kombination aus Smart Meter, Steuerbox, Energiemanagement und automatisierten Geräten macht Flexibilität im Alltag nutzbar.“ Prof. Moser von der RWTH Aachen nennt dasselbe Problem von der anderen Seite: „Die weit verbreitete Flatrate bei Stromtarifen gibt keine Anreize, Elektrofahrzeuge bevorzugt bei niedrigen oder negativen Preisen zu laden.“
Aber Deutschland ist nicht Kalifornien. Bekanntermaßen kommt der Smart-Meter-Rollout in Deutschland nur sehr schleppend voran, was steuerbare Lasten praktisch unerschlossen lässt. Für Robert Busch vom bne ist das Teil einer „regelrechten Netzkrise“: Neben den langwierigen Anschlussverfahren fehle es an einer digitalisierten Netzbetriebsführung, um die Flexibilität überhaupt zu nutzen.
3. Elektrolyse: Überschuss wird zu Wasserstoff
Je mehr PV-Leistung ans Netz kommt, desto größer wird der Stromüberschuss. Irgendwann können ihn selbst die Nachtstunden nicht mehr aufnehmen. „In dem Fall müssen die Überschüsse unter anderem in den Winter verschoben werden“, erklärt Albert Moser von der RWTH Aachen. Dafür eigneten sich Elektrolyseure: Sie wandeln den Überschussstrom in Wasserstoff um, der sich speichern und im Winter über Brennstoffzelle oder Wasserstoffkraftwerke rückverstromen lässt. „Aber auch ohne spätere Rückverstromung kann der hergestellte Wasserstoff in der Industrie genutzt werden und Erdgas substituieren“, so Moser.
Ein Allheilmittel gegen jede einzelne Negativpreis-Stunde ist die Elektrolyse aber nicht. Entscheidend ist die Wirtschaftlichkeit: Ein Elektrolyseur, der nur in den wenigen Stunden mit Überschuss läuft, bekommt seine hohen Investitionskosten nicht herein. Martin Braun hält Elektrolyseure zur Abfangung von Lastspitzen nur dann für sinnvoll, „wenn sie technisch flexibel betrieben werden können und ihre Investitionskosten durch ausreichend viele Volllaststunden oder geeignete Erlösmodelle refinanziert werden“.
Wie das in der Praxis aussehen kann, könnte bald ein dezentraler Wasserstoff-Hub der Schweizer Firma Infener in Neumünster zeigen: Dort soll künftig vor allem abgeregelter Windstrom direkt vor Ort in Wasserstoff umgewandelt werden, statt ihn ungenutzt zu lassen und den Preis nach unten zu treiben.
4. Abregeln statt einspeisen
Nicht jede überschüssige Kilowattstunde lässt sich sinnvoll auffangen. In seltenen Extremstunden kann es günstiger sein, Erzeugungsspitzen gezielt zu kappen, als sie um jeden Preis ins Netz zu zwingen. „Eine begrenzte, intelligente Spitzenkappung kann volkswirtschaftlich sinnvoller sein als der Versuch, jede seltene Spitze vollständig aufzunehmen“, sagt Fraunhofer IEE-Direktor Braun. IAEW-Leiter Moser ergänzt: „Überangebote, die sich ökonomisch nicht sinnvoll nutzen lassen, müssen abgeregelt werden, um das System nicht zu destabilisieren.“
Die Abregelung von Strom dient in diesen Fällen als Sicherheitsventil, um zu verhindern, dass das Netz überlastet wird und Strompreise noch tiefer ins Minus fallen. Problematisch wird ein derartiges ‚Wegwerfen‘ des Grünstroms, wenn es zum Dauerzustand wird und teuer entschädigt werden muss. Schon heute ist das ein Milliardenposten: 2025 wurden in Deutschland nach Angaben der Bundesnetzagentur 9,4 TWh Strom aus erneuerbaren Anlagen abgeregelt, die Entschädigung dafür belief sich auf rund 433 Mio. €. Eine Abregelung verlagert also im Endeffekt die Kosten eines schlecht ausbalancierten Stromsystems nur und ist damit tendenziell weniger attraktiv als die technischen Lösungen, die Überschussstrom nutzbar machen.
Die wichtigsten Stellschrauben
Durch Wissenschaft und Wirtschaft zieht sich beim Thema negative Strompreise ein in der Energiebranche bekannter Konsens: Das Problem ist nicht die Technik, sondern der Rahmen. An diesen Stellschrauben müsste am dringendsten gedreht werden:
- Netzanschlüsse beschleunigen und vereinheitlichen
- Der mit Abstand häufigste Wunsch der Branche; in einer Umfrage des BSW nannten ihn 64 % der Speicherunternehmen. Die Verfahren dauerten zu lange und unterschieden sich je nach Netzbetreiber stark, kritisiert auch der BVES.
- Speicher als eigene Kategorie anerkennen.
- Sie sollten „weder schlechter gestellt werden als konventionelle Kraftwerke“, fordert Gerrit Lühring vom BVES, noch wie gewöhnliche Verbraucher mit Netzentgelten belastet werden.
- Smart-Meter-Rollout und Netzdigitalisierung vorantreiben.
- Ohne intelligente Messsysteme und steuerbare Geräte bleibt das Flexibilitätspotenzial von Millionen Haushalten und Anlagen ungenutzt.
- Dynamische Strom- und Netzentgelte ausweiten.
- Die Bundesnetzagentur kommt der Branche hier mit ihrer Netzentgeltreform bereits entgegen; Robert Busch vom bne hält den Zeitplan für dynamische Netzentgelte aber für „zeitlich zu unambitioniert“.
- Co-Location stärker nutzen.
- Speicher und Erzeugung am selben Netzanschluss bündeln, statt für jedes Projekt einen neuen zu beantragen.
- Festvergütung bei Negativpreisen aussetzen.
- Betreiber älterer Anlagen bekommen für ihren Strom einen staatlich garantierten Erlös, unabhängig davon, was er an der Börse wert ist. So wird Solarstrom selbst dann noch eingespeist, wenn der Preis längst negativ ist. Moser nennt es die „dringendste Regelung“, diese Vergütung bei negativen Preisen auszusetzen. Auch der BSW fordert, dass Solarstrom aus fest vergüteten Altanlagen dann nicht mehr ins Netz gedrückt wird – allein bei Großanlagen über 1 MW gehe es um rund 9 Gigawatt. Der bne wiederum plädiert dafür, die Anlagen stärker an den Markt zu koppeln (Direktvermarktung), sodass sich die Produktion bei negativen Preisen schlicht nicht mehr rechnet.
- Betreiber älterer Anlagen bekommen für ihren Strom einen staatlich garantierten Erlös, unabhängig davon, was er an der Börse wert ist. So wird Solarstrom selbst dann noch eingespeist, wenn der Preis längst negativ ist. Moser nennt es die „dringendste Regelung“, diese Vergütung bei negativen Preisen auszusetzen. Auch der BSW fordert, dass Solarstrom aus fest vergüteten Altanlagen dann nicht mehr ins Netz gedrückt wird – allein bei Großanlagen über 1 MW gehe es um rund 9 Gigawatt. Der bne wiederum plädiert dafür, die Anlagen stärker an den Markt zu koppeln (Direktvermarktung), sodass sich die Produktion bei negativen Preisen schlicht nicht mehr rechnet.
Ein Streitpunkt bleibt die Netzentgeltbefreiung für Speicher. Die Branche möchte sie verlängert sehen – in der BSW-Umfrage rangiert dieser Wunsch mit 45 % weit oben – um Investitionen abzusichern; Kritiker sehen in ihr den Treiber einer überzeichneten, teils spekulativen Anschlussnachfrage.
Wir brauchen ein System für den Überfluss
Die Hellbrise ist gekommen, um zu bleiben. Sebastian Ligewie vom Branchenportal Montel rechnet damit, dass negative Preise „kurz- bis mittelfristig – bis in die 2030er-Jahre“ weiter zunehmen, solange sich die Nachfragestruktur nicht grundlegend ändert. Langfristig sollen beschlossene Reformen am EEG und am Marktprämienmodell dafür sorgen, dass Erneuerbare gar nicht mehr ins Negative bieten – so zumindest der Plan.
Bis dahin gilt:
- Die Technik, um den Überschuss aufzufangen, existiert.
- Sie kommt aber zu langsam ans Netz, weil Anschlussverfahren, Messtechnik und Marktregeln hinterherhinken.
Negative Strompreise sind damit weniger ein Problem der Erneuerbaren als eine Hausaufgabe für das Stromsystem, das sie umgibt. Es sollte sich in seiner erneuerbaren Zukunft nicht nur für die Knappheit der Dunkelflaute rüsten, sondern auch für den Überfluss der Hellbrise.
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