Der April 2026 hat die Logik der Speicher-Wirtschaftlichkeit neu definiert: Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis fiel auf 78,5 EUR/MWh — ein Minus von 20,9 Prozent gegenüber März. Gleichzeitig öffnete sich am Sonntag, 26. April, ein Day-Ahead-Spread von 572 EUR/MWh innerhalb von 24 Stunden. Genau diese Diskrepanz — fallender Durchschnitt, steigende Spreizung — ist die zentrale Kennzahl für Batteriespeicher-Arbitrage. Wer als Investor Erlöse modelliert, schaut nicht mehr auf das Niveau, sondern auf die Tagesdifferenz.
Der Rekordtag 26. April 2026
An einem einzigen Sonntag im April lieferte der Day-Ahead-Markt EPEX Spot das, was BESS-Betreiber als KPI definieren: Mittags um 13:00 Uhr fiel der Stundenpreis auf -414 EUR/MWh — den Tiefstwert des bisherigen Jahres. Am Abend stieg er auf 158 EUR/MWh. Die Spreizung von 572 EUR/MWh ist die höchste gemessene Tagesdifferenz 2026.
Was misst die Tagesspreizung?
Die Spreizung (Daily Spread) ist die Differenz zwischen Tagestief und Tageshoch am Day-Ahead-Markt. Sie definiert die theoretische Obergrenze des Bruttoarbitrage-Erlöses pro Lade-/Entladezyklus eines Batteriespeichers. Faustformel: Spreizung × nutzbare Energie × Round-Trip-Efficiency = Bruttoerlös je Zyklus.
Was ein 1-MW/2-MWh-Speicher daraus rechnet
Die Rechnung ist einfach und brutal in ihrer Klarheit. Ein 1-MW/2-MWh-Speicher mit 85 Prozent Round-Trip-Wirkungsgrad hätte am 26. April theoretisch geladen, als der Preis bei -414 EUR/MWh lag, und entladen am Abend zu 158 EUR/MWh:
- Spreizung 572 EUR/MWh × 2 MWh × 0,85 = rund 973 EUR Bruttoerlös an einem einzigen Tag
Zum Vergleich: An einem typischen April-Werktag mit Spreizung von 150 EUR/MWh liegt der gleiche Erlös bei rund 255 EUR. Ein PV-getriebener Sonntag wie der 26. April übertrifft damit drei bis vier durchschnittliche Werktage. Diese Werte sind Bruttoerlös vor Steuern, Netzentgelten, Vermarktungsgebühren und Degradation.
Tagesübersicht: Welche Tage trugen den Monat
| Tag April 2026 | Tageshoch (EUR/MWh) | Tagestief (EUR/MWh) | Spreizung (EUR/MWh) | Kontext |
|---|---|---|---|---|
| Sa 25.04. | 75 | -191 | 266 | Wochenende, PV-Peak |
| So 26.04. | 158 | -414 | 572 | Wochenende, PV-Rekord |
| Mo 27.04. | 188 | 0 | 188 | Werktag normal |
| Di 14.04. | 234 | 100 | 134 | Werktag normal |
| Fr 10.04. | 245 | 71 | 174 | Werktag, Tageshoch April |
Die Datenmatrix zeigt das neue Muster: Wochenenden mit hoher PV-Einspeisung sind die zentralen Erlöskategorien. Werktage liefern moderate, aber stabile Spreads. Wer als Speicher-Betreiber den Sonntag verschläft, lässt drei Werktage Bruttoerlös liegen.
Strukturelle Treiber — und warum sie bleiben
Drei Zahlen erklären die April-Spreizung. Die Photovoltaik-Erzeugung lag bei 10,3 TWh und war damit erstmals 2026 die stärkste Erzeugungsquelle — vor Wind. Der Erneuerbaren-Anteil an der Nettoerzeugung überschritt 66 Prozent. Und der Solar-Profilfaktor sank auf 0,24 (April 2025: 0,404) — ein Wert unter 1 bedeutet: PV-Strom war zu Erzeugungszeiten signifikant günstiger als der Tagesdurchschnitt.
Die Folge: 123 Stunden mit negativen Spotpreisen im April (Vorjahr: 75 Stunden, +64 %), 492 Viertelstunden mit Negativpreis (+254 % gegenüber März). 47 Prozent der PV-Erzeugung floss in Stunden mit negativen Preisen. Lange helle Tage, niedrige Heizlast und Wochenenden mit reduzierter Industrielast verstärken den V-förmigen Tagespreis-Verlauf.
EPEX senkt Preisuntergrenze ab 29.05.2026
EPEX Spot hat angekündigt, den minimalen Clearingpreis im Day-Ahead Coupling von -500 auf -600 EUR/MWh abzusenken. Direkte Folge: Die maximal mögliche Tagesspreizung wächst strukturell um 100 EUR/MWh nach unten. BESS-Betreiber profitieren in Extremtagen wie dem 26.04. — wenn der Floor heute bei -600 gelegen hätte, wäre die Spreizung theoretisch auf 758 EUR/MWh gewachsen.
Quartalsvergleich: Durchschnitt sinkt, Spreizung steigt
| Indikator | Februar 2026 | März 2026 | April 2026 |
|---|---|---|---|
| Day-Ahead Monatsmittel (EUR/MWh) | ca. 110 | 99,3 | 78,5 |
| Stunden mit Negativpreis | gering | gering | 123 |
| Viertelstunden Negativpreis | n/a | 139 | 492 |
| Speicher-Erlöspotenzial 1 MW p.a. (modelliert) | ca. 95.000 EUR | ca. 200.000 EUR | volatil tages-getrieben |
Der Trend ist eindeutig: Während das Preisniveau über drei Monate um rund 30 Prozent gefallen ist, hat sich die Negativstunden-Frequenz vervielfacht. Speicher-Erlösmodelle, die auf Durchschnittspreis-Annahmen basieren, unterschätzen das tatsächliche Arbitrage-Potenzial systematisch.
Was bedeutet das für Investoren
Drei Konsequenzen für Speicher-Investoren:
- Spread-Annahmen schlagen Durchschnittspreis-Annahmen. Wer Geschäftsmodelle auf Basis des Monatsmittels modelliert, unterschätzt das April-Profil. Banken-Finanzierungen für Großspeicher (BBDF-Modell) rechnen längst mit Spread-Werten, nicht mit Niveau-Werten.
- Wochenenden mit PV-Peak sind die zentrale Erlös-Kategorie. Vermarktungs-Algorithmen müssen Sonntage wie den 26. April als Hauptrisiko- und Hauptertrags-Tag erkennen.
- Strukturtreiber bleiben. PV-Boom, Wochenend-Lastloch und sinkender Solar-Profilfaktor wirken weiter. Die geplante EPEX-Floor-Senkung auf -600 EUR/MWh vergrößert das Spread-Fenster ab Ende Mai zusätzlich.
April 2026 ist der empirische Beleg, dass Spread-Werte selbst bei fallendem Niveau zunehmen — und dass negative Preise als Lade-Gelegenheit nicht mehr Ausnahme, sondern Wochenend-Regel sind. Wer in BESS-Projekte investieren will, sollte Anbieter daran messen, ob deren Erlösmodelle diese Logik abbilden. Unser Anbieter-Vergleich systematisiert Angebote nach Vermarktungstiefe und Spread-Annahmen.