Europas Stunden mit negativen Strompreisen steigen sprunghaft, da erneuerungsbedingter Überschuss die Märkte belastet

Europäische Strommärkte verbringen mehr Zeit unter null

Die europäischen Day-Ahead-Strommärkte verzeichneten im ersten Quartal 2026 einen starken Anstieg negativer Preise. Das ist ein Zeichen dafür, dass erneuerbare Erzeugung zunehmend mit der begrenzten Flexibilität der Netze kollidiert. Laut der Beratungsfirma Ricardo meldeten die EU-27-Märkte in diesem Quartal 1.223 Stunden mit Strompreisen unter null, nach 593 Stunden im selben Zeitraum des Vorjahres und weit über dem jüngsten Tief von 119 Stunden im ersten Quartal 2022.

Der Sprung ist eines der bislang deutlichsten Marktsignale dafür, dass das Wachstum sauberer Energie neue operative Belastungen erzeugt. Negative Preise entstehen, wenn das Stromangebot die Nachfrage übersteigt und dem System nicht genügend Speicher, Nachfrageflexibilität, Übertragungskapazität oder Abregelungswerkzeuge zur Verfügung stehen, um den Überschuss effizient aufzunehmen.

Spanien, Portugal und Griechenland trieben einen großen Teil des Anstiegs

Die aggregierte EU-Zahl verdeckt sehr unterschiedliche nationale Muster. Allein Spanien entfiel im ersten Quartal auf 347 Stunden mit negativen Preisen und war damit der größte Einzelbeitrag in Ricardos Daten. Auch Portugal und Griechenland wurden als wesentliche Treiber des Anstiegs genannt.

Zur gleichen Zeit entwickelten sich die nordischen Märkte in die entgegengesetzte Richtung. Finnland und Schweden, die zuvor große Ausschläge bei negativen Preisen erlebt hatten, kehrten im Berichtszeitraum auf null Stunden mit negativen Preisen zurück. Dieser Kontrast zeigt, dass der breitere europäische Trend nicht einheitlich ist. Der Druck baut sich vor allem dort sichtbar auf, wo erneuerbare Erzeugung, Netzbedingungen und Handelsdynamik zusammen mehr Überschusssituationen erzeugen.

Deutschland zeigt die Mechanik genauer

Die April-Zahlen für Deutschland liefern ein detaillierteres Beispiel dafür, wie das Ungleichgewicht entsteht. Ricardo berichtete, dass Deutschland im April 2026 in 123 von 720 Stunden negative Preise verzeichnete. An denselben Tagen war die Lücke zwischen der Day-Ahead-Erzeugungsprognose und der tatsächlich gelieferten Leistung am größten.

Dieses Muster verweist auf ein praktisches Problem für Systembetreiber und Händler: Prognosen können ein bestimmtes Angebotsniveau anzeigen, während die reale Einspeisung anders ausfällt, sodass der Markt überschüssigen Strom zu immer verzerrteren Preisen räumen muss. Ricardo sagte, die Phasen negativer Preise in Deutschland hätten mit großen Fehlern bei der Prognose erneuerbarer Erzeugung und vermutlich mit Abregelung bei Überschusssituationen zusammengefallen.

Die Folgerung ist, dass das Problem nicht einfach zu viel erneuerbare Erzeugung im abstrakten Sinn ist. Es geht auch um den Zeitpunkt dieser Erzeugung, die Genauigkeit der Prognosen und darum, wie schnell Markt und Netz reagieren können, wenn Angebot und Nachfrage aus dem Takt geraten.

Eine strukturelle Herausforderung wird immer schwerer zu ignorieren

Die kumulierten Zahlen vom ersten Quartal 2019 bis 2026 zeigen, wie schnell sich das Muster intensiviert hat. Was einst ein eher begrenztes Phänomen war, wird zu einem wiederkehrenden Merkmal des europäischen Stromhandels. Wenn mehr Solar- und Windkapazität ans Netz geht, dürften sehr niedrige oder negative Preise häufiger werden, sofern sich der Rest des Systems nicht im gleichen Tempo weiterentwickelt.

Das schmälert nicht die Rolle der erneuerbaren Energien in Europas Energiewende. Es unterstreicht jedoch eine zentrale Herausforderung von Systemen mit hohem Erneuerbaren-Anteil: Wachstum bei der Erzeugung allein garantiert kein effizientes Marktergebnis. Flexibilität muss im gleichen Tempo wie das Angebot wachsen.

Warum dieses Marktsignal wichtig ist

Negative Preise lassen sich auf zwei Arten lesen. Einerseits zeigen sie, dass günstig erzeugter erneuerbarer Strom zu bestimmten Stunden so reichlich vorhanden ist, dass er die Großhandelspreise unter null drückt. Andererseits machen sie deutlich, dass dem System noch immer ausreichende Möglichkeiten fehlen, diese Energie bei konzentrierten Spitzen zu verschieben, zu speichern, zeitlich zu verlagern oder zu reduzieren.

Für Politik, Versorger und Entwickler ist die Botschaft des Quartals weniger eine einmalige Anomalie als vielmehr ein Zeichen für die veränderte Form des europäischen Strommarkts. Infrastruktur, die Volatilität aufnehmen kann, wird wertvoller. Marktdesign, Ausgleichsmechanismen und bessere Prognosen rücken von unterstützenden Funktionen in die Mitte des Systems.

Die 1.223 Stunden mit negativen Preisen im ersten Quartal sind daher mehr als eine Preismerkwürdigkeit. Sie zeigen, dass der europäische Ausbau sauberer Energie in eine komplexere Phase eintritt, in der Erfolg nicht nur vom Zubau erneuerbarer Kapazitäten abhängt, sondern vom Aufbau eines Stromsystems, das Schritt halten kann.

Dieser Artikel basiert auf einem Bericht von PV Magazine. Zum Originalartikel.