Zur Jahresmitte steht die Bilanz: In 291 Stunden lag der deutsche Day-Ahead-Strompreis im ersten Halbjahr 2026 unter null. Das sind 98 Stunden weniger als im ersten Halbjahr 2025 (389 Stunden), aber weiterhin ein Drittel mehr als in H1 2024 (224 Stunden). Die auf den ersten Blick überraschende Entspannung täuscht allerdings: Die Extreme sind schärfer geworden — und genau davon lebt das Speicher-Geschäftsmodell.
Alle drei Halbjahreswerte stammen aus den stündlichen Day-Ahead-Preisen der Bundesnetzagentur (SMARD) und wurden nach derselben Zählweise ermittelt: Stunden mit einem Preis unter null.
Wie viele Stunden mit negativen Strompreisen gab es 2026?
Im ersten Halbjahr 2026 waren es 291 Stunden, in denen der deutsche Day-Ahead-Strompreis unter null lag. Das zweite Halbjahr läuft noch; eine Jahreszahl für 2026 gibt es deshalb noch nicht.
| Zeitraum | Stunden mit negativem Preis | Veränderung |
|---|---|---|
| 1. Halbjahr 2024 | 224 | — |
| 1. Halbjahr 2025 | 389 | +165 gegenüber 2024 |
| 1. Halbjahr 2026 | 291 | −98 gegenüber 2025 |
Die Häufigkeit ist also gegenüber dem Rekordjahr 2025 gesunken, liegt aber weiterhin ein Drittel über 2024. Die Tiefe hat dagegen zugenommen: Am 1. Mai 2026 fiel der Preis auf −499,99 €/MWh — der tiefste Wert seit 2023. Seit dem 29. Mai 2026 gilt an der Börse eine neue Preisuntergrenze von −600 €/MWh.
Alle drei Werte wurden aus derselben Quelle und nach derselben Zählweise ermittelt: stündliche Day-Ahead-Preise der Bundesnetzagentur (SMARD), gezählt werden Stunden mit einem Preis unter null. Andere Veröffentlichungen kommen für H1 2026 auf 291 bis 298 Stunden — die Unterschiede stammen aus der Zählweise, etwa wenn viertelstündliche Preise zugrunde gelegt werden.
Weniger negative Stunden — aber der tiefste Wert seit 2023
Die Häufigkeit negativer Preise ist gegenüber dem Rekordjahr 2025 zurückgegangen. Die Tiefe nicht: Am 1. Mai 2026 notierte der Markt in fünf aufeinanderfolgenden Viertelstunden bei −499,99 €/MWh — nur einen Cent über dem Allzeittief von −500,00 €/MWh aus dem Juli 2023 und der damals geltenden technischen Preisuntergrenze. Der ganze Feiertag schloss im Mittel bei −2,08 €/MWh, die Detail-Analyse steht im Mai-Marktbericht.
Die Börsen-Reaktion folgte binnen vier Wochen: Seit dem Liefertag 29.05.2026 gilt in der europäischen Marktkopplung eine neue Preisuntergrenze von −600 €/MWh (zuvor −500). Der Absenkungs-Mechanismus ist automatisch — häufen sich Extremwerte, weitet die Börse den Rahmen. Nach unten ist wieder Platz.
Das Halbjahr im Monatsprofil
| Monat | Day-Ahead Base (€/MWh) | Auffälligkeit |
|---|---|---|
| Januar | 110,09 | Winterniveau, kaum negative Stunden |
| Februar | 96,58 | — |
| März | 99,29 | — |
| April | 78,52 | Negativpreis-Spitzenmonat: 492 negative Viertelstunden |
| Mai | 97,54 | Rekordtief −499,99 €/MWh, Spreizung 733 €/MWh am 1. Mai |
| Juni | 109,52 | Preisniveau zieht an |
Das Muster ist deutlich: Das Preisniveau insgesamt steigt (Juni-Mittel 109,52 €/MWh, fast 40 Prozent über dem April), während die solaren Mittagsstunden im Frühjahr immer tiefer fallen. Beides zusammen — höhere Abendpreise, tiefere Mittagstäler — treibt die Kennzahl, an der Speicher verdienen: die Tagesspreizung.
Warum weniger negative Stunden kein schlechtes Zeichen für Speicher sind
Es klingt paradox: Weniger negative Stunden als 2025 — ist der Arbitrage-Markt etwa rückläufig? Nein, aus zwei Gründen:
- Speicher verdienen an der Differenz, nicht am Minus. Ob ein Speicher mittags zu −50 € oder zu +5 € lädt, ändert seinen Rohertrag nur um den Ladepreis — entscheidend ist der Abstand zur Abendspitze. Die durchschnittliche Tagesspreizung lag allein im Mai bei rund 208 €/MWh, der Spitzenwert am 1. Mai bei 732,98 €/MWh.
- Ein Teil des Rückgangs ist bereits Speicher-Wirkung. Jedes Megawatt Speicher- und Flexibilitätskapazität, das in der Mittagsspitze lädt, stützt den Preis. Der wachsende Speicherpark — vom Q1-Rekordzubau bis zu Gigawatt-Projekten wie Klostermansfeld — frisst einen Teil der eigenen Erlösgrundlage. Genau deshalb gehört in jede seriöse Renditerechnung ein Abschlag für die künftige Spread-Kompression.
Für PV-Direktinvestments ohne Speicher wird es enger
Die Kehrseite der Bilanz betrifft Solarparks ohne Speicher: Die 291 negativen Stunden konzentrieren sich fast vollständig auf sonnenreiche Mittagsfenster — genau dann, wenn PV einspeist. Seit der Solarspitzen-Gesetzgebung entfällt für Neuanlagen die EEG-Vergütung in negativen Viertelstunden. Ein Speicher entkoppelt Einspeisung und Verkaufszeitpunkt — das ist der strukturelle Grund, warum neue Solarparks zunehmend nur noch mit Speicher gebaut werden und warum reine PV-Kalkulationen ohne Negativpreis-Abschlag nicht mehr seriös sind.
Ausblick aufs zweite Halbjahr
Die sonnenstarken Monate bleiben das Zentrum des Geschehens — im laufenden Jahr entfielen fast alle negativen Stunden auf das Fenster von April bis Juni, mit dem April als häufigkeits- und dem Mai als tiefenstärkstem Monat. Mit der neuen Untergrenze von −600 €/MWh, weiter wachsender PV-Kapazität und dem verbleibenden Hochsommer ist die Wahrscheinlichkeit hoch, dass der 1.-Mai-Rekord nicht das letzte Wort des Jahres bleibt. Für Anleger mit einem Batteriespeicher-Investment heißt das: Die Erlös-Volatilität nimmt zu — in beide Richtungen. Wie man Renditeversprechen gegen solche Szenarien stresstestet, zeigt der Rendite-Rechner.
