Ein negativer Strompreis entsteht am Strommarkt, wenn das Stromangebot die Nachfrage übersteigt und der Preis unter null fällt. In diesem Fall erhalten Abnehmer eine Vergütung dafür, dass sie Strom aus dem Netz entnehmen, anstatt für ihn zu bezahlen. Das Phänomen tritt vor allem in liberalisierten Strommärkten mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien auf und zeigt sich vor allem im kurzfristigen Großhandel, insbesondere im Day-Ahead-Markt (Handel für den Folgetag) und im Intraday-Markt (kurzfristiger Handel bis unmittelbar vor der Lieferung). An der europäischen Strombörse EPEX SPOT (EPEX Spot SE, European Power Exchange) wurden negative Preise im deutschen Marktgebiet erstmals im September 2008 zugelassen. In Deutschland erreichte ihre Häufigkeit im Jahr 2025 mit 573 Stunden – rund 6,5 Prozent aller Jahresstunden – einen neuen Höchstwert.

mini|Das City-Hochhaus in Leipzig, Sitz der European Energy Exchange (EEX) Treibend ist dabei vor allem die wetterabhängige Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen, die bei geringer Nachfrage kurzfristig nicht ausgleichbare Überangebote erzeugt: Übersteigt sie den Bedarf, können konventionelle Kraftwerke ihre Erzeugung oft nicht ausreichend drosseln. Zusätzlich halten Fördermechanismen einen Teil der Anlagen zur Einspeisung an, auch wenn der Preis bereits unter null liegt. Netzengpässe verschärfen die Lage, weil überschüssiger Strom nicht immer in andere Regionen abfließen kann. Wirtschaftlich schmälern negative Preise die Rentabilität konventioneller Kraftwerke und erneuerbarer Anlagen, während flexible Verbraucher sowie Speicher- und Power-to-X-Technologien von ihnen profitieren können. Als regulatorische Reaktion wurden in Deutschland die Fördermechanismen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes schrittweise angepasst – zuletzt durch das Solarspitzengesetz von 2025 –, während auf europäischer Ebene die EU-Strommarktreform von 2024 die staatliche Förderung neu regelte.

Ursachen Das Entstehen negativer Strompreise ist das Resultat eines komplexen Zusammenwirkens von Erzeugungsstruktur, Marktdesign und physikalischen Netzrestriktionen. Mit steigendem Anteil variabler erneuerbarer Energien hat sich das Phänomen von vereinzelten Ereignissen zu einem zunehmend regelmäßigen Marktsignal entwickelt; als zentraler Treiber gilt die konzentrierte Einspeisung aus erneuerbaren Quellen in Zeiten niedriger Last, verstärkt durch unzureichende Systemflexibilität und Netzengpässe.

Hohe erneuerbare Einspeisung mini|Solarpark in Arnsberg (NRW). Großflächige Photovoltaikanlagen tragen maßgeblich zu Phasen hoher erneuerbarer Einspeisung bei. Negative Strompreise entstehen häufig, wenn eine hohe Einspeisung aus Windenergie-, Photovoltaik- und Laufwasserkraftanlagen auf eine niedrige Stromnachfrage trifft. Da Wind-, Solar- und Laufwasseranlagen im laufenden Betrieb nur vernachlässigbar geringe Grenzkosten aufweisen, ist ihr vorrangiger Einsatz ökonomisch sinnvoll – unabhängig vom gewählten Markt- oder Regulierungsmodell. Im Merit-Order-Modell, das die Preisbildung im Großhandel beschreibt, äußert sich dies darin, dass sie stets zuerst eingesetzt werden. Dies verschiebt die Angebotskurve nach rechts, das heißt, mehr Erzeugungskapazität steht bereits bei niedrigeren Preisen zur Verfügung, was den durchschnittlichen Großhandelspreis senkt. Ein Vorgang, der in der Fachliteratur als Merit-Order-Effekt bezeichnet wird. Empirische Analysen belegen, dass mit steigendem Anteil intermittierender erneuerbarer Energien am Strommix nicht nur der Durchschnittspreis sinkt, sondern die Wahrscheinlichkeit für Stunden mit sehr niedrigen oder negativen Preisen signifikant steigt.

Unflexibilität konventioneller Kraftwerke mini|Das Steinkohlekraftwerk Moorburg in Hamburg. Konventionelle Kraftwerke können ihre Leistung nicht kurzfristig drosseln. Konventionelle Grundlastkraftwerke wie Kohle- oder Kernkraftwerke weisen sowohl aus technischen als auch aus wirtschaftlichen Gründen eine eingeschränkte Flexibilität auf. Ein Herunterfahren und späteres Wiederanfahren (Kaltstart) verursacht hohe Kosten und Verschleiß an den Anlagen. Daher ist es für Kraftwerksbetreiber oft wirtschaftlich vorteilhafter, ihre Anlagen bei Überkapazitäten weiterlaufen zu lassen und negative Preise zu akzeptieren, anstatt die Stromproduktion vollständig zu drosseln. Hinzu kommen technische und vertragliche Verpflichtungen unabhängig vom Börsenpreis: Wärmegeführte KWK-Anlagen müssen zur Versorgung von Fernwärmenetzen weiterlaufen, und manche Kraftwerke sind zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen wie Regelenergie vertraglich zum Betrieb verpflichtet. Das unelastische Angebot von Wärmekraftwerken kollidiert in diesen Stunden mit dem witterungsbedingten Überangebot der Erneuerbaren, wodurch der Preis unter null fällt.

Regulatorische Fördermechanismen Die Förderung erneuerbarer Energien im Rahmen des deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) entkoppelt die Stromproduktion teilweise von den Preissignalen des Großhandelsmarktes. Bei Anlagen mit fester Einspeisevergütung übernimmt der Netzbetreiber die Vermarktung; der Börsenpreis ist für die Erlöse des Anlagenbetreibers ohne Bedeutung. Bei Anlagen in der Direktvermarktung gleicht die gleitende Marktprämie die Differenz zwischen garantiertem Wert und dem monatlich gemittelten Marktwert aus, sodass auch hier die Höhe einer einzelnen negativen Preisstunde für die Erlöse meist unerheblich ist. Ein wirtschaftlicher Anreiz zur Produktionsdrosselung entsteht in beiden Fördermodellen erst, wenn eine in § 51 EEG geregelte zeitliche Schwelle überschritten wird, ab der die Förderung entfällt (siehe Abschnitt „Politische und regulatorische Reaktionen“). Um die Abnahme ihres Stroms zu garantieren und den Vergütungsanspruch nicht zu verlieren, platzieren geförderte Anlagen Gebote mit stark negativen Werten an der Strombörse, was den Gleichgewichtspreis tief in den negativen Bereich drücken kann.

Netzengpässe und Übertragungskapazitäten Das Auftreten negativer Preise wird durch physikalische Übertragungsrestriktionen verstärkt. Wenn erneuerbarer Strom in Zeiten hoher Produktion nicht über die bestehende Netzinfrastruktur zu den regionalen Lastzentren abtransportiert werden kann, entsteht ein lokales Überangebot. Limitierte Übertragungskapazitäten verhindern, dass vorhandene Flexibilitätsoptionen im Gesamtsystem (wie beispielsweise Pumpspeicherkraftwerke oder Lastverschiebung) voll ausgeschöpft werden können, um das Überangebot überregional zu absorbieren.

Kurzfristige Unelastizität der Nachfrage Trotz negativer Preissignale auf Großhandelsebene reagiert die Stromnachfrage von Endverbrauchern kurzfristig stark unelastisch. Ein Großteil der privaten Haushalte und Unternehmen verfügt über Festpreisverträge; Ende 2025 waren zudem erst 5,5 Prozent der rund 56,5 Millionen Messstellen in Deutschland mit einem intelligenten Messsystem (Smart Meter) ausgestattet, wodurch sinkende oder negative Börsenpreise nicht an sie weitergegeben werden können. Eine systematische Lastverschiebung (Demand Response), die das Stromnetz in Zeiten negativer Preise entlasten könnte, ist dadurch nur eingeschränkt wirksam. Ohne eine zeitlich gekoppelte Flexibilisierung des Verbrauchs verbleibt die Anpassungslast überwiegend auf der Erzeugungsseite.

Wirtschaftliche und systemische Auswirkungen

Kannibalisierungseffekt und Capture Rate Der Kannibalisierungseffekt beschreibt, dass Strom aus Anlagen mit fluktuierender erneuerbarer Erzeugung besonders dann wenig wert ist, wenn diese Anlagen viel Strom erzeugen. Der Effekt verstärkt sich mit zunehmender installierter Leistung erneuerbarer Energien, da die gleichzeitige Einspeisung vieler Anlagen die Preise in genau den Stunden drückt, in denen sie einspeisen. Billige Großhandelspreise mindern dadurch die Rentabilität erneuerbarer Anlagen und können Investitionsanreize für den weiteren Ausbau verringern.

Ein verwandtes Maß ist die Capture Rate, die das Verhältnis zwischen dem tatsächlich erzielten Marktpreis einer Energiequelle und dem durchschnittlichen Grundlaststrompreis in einem Zeitraum angibt. Im Zuge des Ausbaus erneuerbarer Energien führte der Kannibalisierungseffekt in den letzten Jahren häufig zu einer Capture Rate unter 1 für Solar- und Windstrom. Das heißt, der durchschnittlich erzielte Marktwert dieser Anlagen liegt unter dem allgemeinen Strompreisniveau.

Auswirkungen auf konventionelle Kraftwerke Konventionelle Kraftwerke stehen infolge negativer Strompreise vor dem sogenannten Missing-Money-Problem: Da sie aufgrund ihrer höheren Grenzkosten in der Merit-Order nur noch selten zur Stromproduktion eingesetzt werden, können ihre Fixkosten nicht mehr vollständig gedeckt werden. Dies wirkt sich hemmend auf Investitionsentscheidungen und den Neubau von Kraftwerkskapazitäten aus. Betroffen sind vor allem Kraftwerke, die in der Merit-Order zuletzt eingesetzt werden und der Spitzenlastabdeckung dienen.

Batteriespeicher und Power-to-X als Nutznießer Batterie-Speicherkraftwerke und auch Batteriespeicher profitieren von negativen Strompreisen und großen Preisspannen, da sie in diesen Phasen Strom aus dem Netz laden und dafür vergütet werden können. Dieses Geschäftsmodell trägt zur steigenden Nachfrage nach Speicherkapazitäten bei. Auch Power-to-X-Verfahren können in Phasen negativer Preise überschüssigen Strom aufnehmen und in andere Energieträger umwandeln; dies ist insbesondere für PV-Anlagen relevant, die vom Kannibalisierungseffekt betroffen sind, da sich so eine negative Preisbildung für den erzeugten Strom vermeiden lässt.

Auswirkungen auf Verbraucher Da negative Strompreise ein Phänomen des Großhandelsmarkts sind, profitieren davon in erster Linie große Stromverbraucher und Energiehändler, die flexibel auf Preisschwankungen reagieren und ihren Verbrauch in Stunden negativer Preise erhöhen können. Private Haushalte mit Standardtarif sind hiervon kaum betroffen, da feste Arbeits- und Grundpreise unabhängig von den Börsenpreisen sind. Bei einem dynamischen Stromtarif kann jedoch auch ein privater Haushalt von negativen Preisen profitieren, da sich der Tarif hier in kurzen Abständen an Angebot und Nachfrage am Strommarkt orientiert. Stunden mit negativen Preisen setzen zudem Anreize zur Verlagerung von Verbrauch in diese Zeiträume, was zu einer flexibleren Nutzung des Stromnetzes insgesamt beitragen kann.

Auftreten in Strommärkten

Deutschland Im deutschen Marktgebiet traten an der EPEX Spot negative Strompreise erstmalig am 5. Oktober 2008 auf, nachdem sie zuvor am 4. September 2008 für den Day-Ahead-Handel zugelassen worden waren. In der Folge lässt sich von 2008 bis 2025 ein stetig steigender Trend bei der Zahl der Stunden und Tage mit negativen Preisen beobachten. Seit dem 1. Oktober 2025 gilt eine Stunde als negativ, wenn das arithmetische Mittel aus den Spotmarktpreisen der vier Viertelstunden dieser Kalenderstunde negativ ist. Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die Tage und Stunden mit negativen Strompreisen in Deutschland von 2008 bis 2025. Für die Tage pro Jahr liegen für den Zeitraum 2008 bis 2013 keine zuverlässigen Daten vor. Den bisherigen Höchstwert sowohl bei den Stunden als auch bei den Tagen erreichte das Jahr 2025 mit 573 Stunden an 101 Tagen. +Tage und Stunden mit negativen Strompreisen in Deutschland, 2008–2025JahrTage mit negativen StrompreisenStunden mit negativen Strompreisen2008–152009–712010–122011–152012–562013–64201496420152512620161997201724146201825134201939211202051298202124139202213692023463012024894572025101573

Europäischer Vergleich (2024) Im europäischen Vergleich verzeichnete Finnland 2024 mit 725 Stunden die meisten negativen Day-Ahead-Preise, gefolgt von Schweden mit 652 Stunden und den Niederlanden mit 458 Stunden. Deutschland lag mit 457 Stunden auf Platz vier, vor Frankreich mit 361 Stunden. In Italien traten 2024 wie bereits im Vorjahr keine negativen Preise auf, da diese dort regulatorisch nicht zulässig sind.