Der EPEX Spot Day-Ahead-Markt für die Gebotszone Deutschland/Luxemburg liefert für April 2026 einen volumengewichteten Monatsdurchschnitt von rund 78,52 EUR/MWh — ein Rückgang um 20,9 % gegenüber März (99,29 EUR/MWh). Treiber ist ein historischer PV-Schub: Photovoltaik überflügelt im April erstmals 2026 die Windkraft als stärkste Erzeugungsquelle, der Erneuerbaren-Anteil an der Nettoerzeugung steigt auf über 66 %. Für Batteriespeicher zählt allerdings nicht der sinkende Durchschnitt, sondern die Spreizung zwischen Tagestief und Tageshoch — und genau diese explodiert.
Die Monatsbilanz in Zahlen
Im April 2026 fallen drei Werte ins Auge: ein deutlich niedrigerer Base-Durchschnitt, eine Vervierfachung der negativen Preisphasen und Tagesspreizungen, die mehrfach die 500-EUR-Marke reißen.
Zur Datenbasis
Die folgenden Werte sind eine redaktionelle Auswertung auf Basis öffentlicher Marktdaten (u.a. SMARD, EPEX, Energy-Charts). Einzelwerte — besonders tages- und stundengenaue Angaben — sind nicht amtlich bestätigt und können je nach Datenquelle und Abgrenzung abweichen.
| Indikator | März 2026 | April 2026 | Veränderung |
|---|---|---|---|
| Base Day-Ahead (EUR/MWh) | 99,29 | 78,52 | -20,9 % |
| Peak Day-Ahead 8–20 h (EUR/MWh) | n/a | 48,00 | — |
| Viertelstunden mit Negativpreis | 139 | 492 | +254 % |
| Tiefster Stundenpreis (EUR/MWh) | n/a | -414 (26.04., 13 h) | — |
| Höchster Stundenpreis (EUR/MWh) | n/a | 245 (10.04., 20 h) | — |
| Maximale Tagesspreizung (EUR/MWh) | n/a | 572 (26.04.) | — |
| PV-Erzeugung (TWh) | n/a | 10,3 | — |
| EE-Anteil Nettoerzeugung | knapp 60 % | über 66 % | +6 PP |
| Marktwert Solar (ct/kWh) | 5,455 | 1,317 | -75,9 % |
Der Marktwert Solar bei 1,317 ct/kWh ist der zweitniedrigste Wert, den Energy-Charts/Fraunhofer ISE jemals erfasst haben — nur der Pandemie-April 2020 lag mit 0,89 ct/kWh tiefer. Für PV-Direktvermarkter ist das kritisch, für Speicher-Betreiber ist es die Geschäftsgrundlage: Wer die Solar-Mittagstäler einlädt und in die Abendpeaks entlädt, monetarisiert genau diesen Spread.
Warum die Spreizung wichtiger ist als der Durchschnitt
Ein 1-MW/2-MWh-Speicher verdient nicht am absoluten Strompreis-Niveau, sondern an der Differenz zwischen Einkauf (Tief) und Verkauf (Hoch). Sinkende Monatsdurchschnitte bedeuten in diesem April das Gegenteil von sinkenden Erlöschancen: Die Volatilität steigt, weil PV-Mittagsüberschüsse Negativpreise erzeugen und Abendlücken klassisch teuer bleiben.
Der 26. April als Lehrstück: Spread von 572 EUR/MWh
Der Sonntag, 26. April 2026 ist der Tag mit der höchsten Tages-Spreizung des bisherigen Jahres. Zwischen 13:00 Uhr (-414 EUR/MWh) und dem späteren Abendpeak (158 EUR/MWh) liegen 572 EUR/MWh Unterschied. Rein rechnerisch — Spreizung mal Energie mal 85 % Round-Trip-Wirkungsgrad — wären für ein 1-MWh-Lade-/Entlade-Doppel rund 970 EUR Bruttoerlös drin gewesen, bevor Netzentgelte, Steuern und Vermarktungsgebühren abgezogen werden.
Das ist ein Ausnahmewert. Realistischer ist der Blick auf den Monatskorridor: Die Durchschnitts-Spreizung lag im April spürbar über den ersten Monaten 2026, viele Tage rangieren zwischen 100 und 250 EUR/MWh. Selbst bei konservativer Vermarktung (60–65 % des theoretischen Maximums) bleibt der April der bisher beste Arbitrage-Monat des Jahres.
Cross-Market gewinnt gegenüber reinem Day-Ahead
Die hohen Tages-Spreads schlagen am stärksten durch, wenn Speicher nicht nur Day-Ahead vermarktet werden. Wer Day-Ahead, Intraday und Regelleistung kombiniert, fängt die kurzen Volatilitätsfenster sauberer ab. Reine Single-Market-Strategien verlieren in volatilen Monaten relativ an Boden — eine Lektion, die Anbietervergleiche zunehmend abbilden müssen.
EPEX senkt den Floor auf -600 EUR/MWh
Parallel zur April-Bilanz hat EPEX Spot eine zentrale Marktdesign-Änderung angekündigt: Ab 29. Mai 2026 sinkt der Minimum-Clearingpreis (Floor) im europäischen Day-Ahead Coupling von -500 auf -600 EUR/MWh. Begründung der Börse: Häufigere und tiefere Negativpreisphasen in mehreren Gebotszonen erfordern breitere Preisbänder, um den Markt überhaupt noch räumen zu können.
Für Speicher-Investoren ist das eine strukturelle Verschiebung. Die theoretische Obergrenze der Tages-Spreizung wächst um 100 EUR/MWh. Ob diese Grenze ausgeschöpft wird, hängt von PV-Zubau und Netzbelastung ab — aber das Spielfeld wird breiter.
EPEX-Floor: was sich konkret ändert
Bisher konnten Day-Ahead-Stundenpreise an der EPEX rechnerisch nicht unter -500 EUR/MWh fallen — dort räumt die Auktion technisch nicht weiter. Ab dem 29. Mai 2026 verschiebt sich diese Untergrenze auf -600 EUR/MWh. An sonnigen Wochenenden mit Erzeugungsüberschuss kann die Negativpreis-Spitze damit noch tiefer rutschen — und das Delta zum abendlichen Peak wächst entsprechend mit. Das ist kein zyklisches Wettersignal, sondern eine dauerhafte Regelanpassung.
Was Investoren mitnehmen sollten
Die April-Daten zerlegen ein verbreitetes Missverständnis: Wer Speicher-Wirtschaftlichkeit über den durchschnittlichen Strompreis modelliert, rechnet das falsche Maß. Drei Punkte aus dem April-Bericht zählen:
- Spread-getriebene Modelle gewinnen — der Monatsdurchschnitt fällt um über ein Fünftel, die Erlöspotenziale steigen trotzdem.
- Floor-Absenkung ist strukturell — die EPEX-Anpassung wirkt ab Ende Mai und verschiebt das mögliche Spread-Maximum dauerhaft nach oben.
- Cross-Market-Vermarktung wird zum Standard — wer nur Day-Ahead kalkuliert, lässt in volatilen Monaten wie diesem April Erlöse liegen.
Für die Investment-Bewertung heißt das: Renditerechnungen, die mit flachen Durchschnitten oder zu konservativen Spread-Annahmen arbeiten, unterzeichnen das Erlöspotenzial systematisch. Genauso gefährlich wäre allerdings, einen 572-EUR-Spread-Tag in die Zukunft fortzuschreiben. Seriöse Modelle rechnen mit Spread-Verteilungen, nicht mit Mittelwerten — und prüfen, wie der eigene Speicher in Anbieter-Angeboten tatsächlich vermarktet wird. Wer die Mechanik der Erlösströme versteht, sieht in einem Monat wie April 2026 nicht den Preisverfall, sondern den Markt, für den diese Anlagenklasse gebaut wurde.
