Batteriespeicher und negative Strompreise: Warum Flexibilität wertvoll wird

573 Stunden negative Preise 2025 – und was dahintersteht

Die Bundesnetzagentur hat am 05.01.2026 für das Jahr 2025 amtlich 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen am Day-Ahead-Markt ausgewiesen, gegenüber 457 Stunden im Jahr 2024. Negative Preise entstehen, wenn die Einspeisung – vor allem aus Photovoltaik und Wind – die Nachfrage übersteigt und Erzeuger zeitweise dafür zahlen, ihren Strom abzusetzen.

Der Anteil erneuerbarer Energien an der Netto-Stromerzeugung lag 2025 bei 58,8 Prozent (257,5 TWh), nach 58,5 Prozent im Vorjahr. Der durchschnittliche Großhandelspreis am Day-Ahead-Markt stieg 2025 auf 89,32 EUR/MWh und damit um 13,8 Prozent gegenüber 78,51 EUR/MWh im Jahr 2024. Ein höherer Jahresdurchschnitt und mehr Stunden mit negativen Preisen schließen sich also nicht aus: Die Spreizung zwischen teuren und billigen Stunden nimmt zu. Genau diese Spreizung macht zeitliche Flexibilität wirtschaftlich relevant.

Die offizielle, frei zugängliche Datenquelle für Großhandelspreise, Erzeugung und Verbrauch in Deutschland ist die SMARD-Plattform der Bundesnetzagentur.

Solarspitzengesetz: Keine Einspeisevergütung mehr bei negativen Preisen

Mit dem Solarspitzengesetz wurde §51 EEG geändert. Für EE-Neuanlagen, die ab dem 25.02.2025 in Betrieb genommen werden, entfällt die Einspeisevergütung bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis. Die frühere Karenzregelung von mehreren zusammenhängenden Stunden wurde gestrichen. Das Gesetz ist beschlossen und seit dem 25.02.2025 in Kraft.

Als Ausgleich werden die Stunden ohne Vergütung nach §51a EEG nach Ablauf des regulären 20-jährigen Förderzeitraums nachgeholt; die Förderdauer verlängert sich also entsprechend. (Confidence der Quelle: mittel.)

Ausgenommen sind zunächst Anlagen unter 2 kWp sowie Anlagen zwischen 2 und 100 kWp ohne intelligentes Messsystem (Smart Meter). Für betroffene Neuanlagen verschiebt sich der wirtschaftliche Hebel: Strom, der in einer Negativpreisstunde nicht vergütet wird, ist mehr wert, wenn er stattdessen gespeichert und später selbst genutzt oder verkauft wird.

§14a EnWG: Steuerbarer Bezug gegen reduzierte Netzentgelte

§14a EnWG verpflichtet Netzbetreiber und Betreiber zur netzdienlichen Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen. Die Pflicht gilt für neue steuerbare Einrichtungen über 4,2 kW Bezugsleistung, die nach dem 31.12.2023 in Betrieb genommen wurden – erfasst sind unter anderem Batteriespeicher, Wallboxen, Wärmepumpen und Klimaanlagen. Wichtig für Speicherbetreiber: Steuerbar ist beim Batteriespeicher ausschließlich der Netzbezug. Die Eigenladung aus der PV-Anlage und die Entladung bleiben unbeeinflusst.

Im Gegenzug stehen reduzierte Netzentgelte über drei Module zur Wahl (Werte laut Quelle mit Confidence mittel):

- Modul 1: pauschale Netzentgeltreduzierung zwischen 120 und 180 EUR pro Jahr, regional je nach Netzbetreiber. - Modul 2: 60 Prozent Reduzierung auf den Arbeitspreis des Netzentgelts; der Grundpreis des separaten Zählpunkts entfällt. Setzt einen separaten Zähler voraus und ist nicht mit Modul 3 kombinierbar. - Modul 3: zeitvariable Netzentgelte, seit April 2025 verfügbar und mit Modul 1 kombinierbar. Das Einsparpotenzial wird mit 60 bis 90 Prozent der Netzentgelt-Arbeitspreise in Schwachlastzeiten angegeben.

Wer den Netzbezug ohnehin in günstige (teils negative) Stunden legt, kombiniert so zwei Effekte: niedrige bis negative Börsenpreise und reduzierte Netzentgelte.

Erlösquellen für Batteriespeicher – Marktbeobachtung, keine amtliche Zahl

Für Februar 2026 berichtet pv magazine (Lennard Wilkening, 01.04.2026) folgende Batterieerlöse als Marktbeobachtung; es handelt sich um schwankende Marktwerte, keine amtlichen Zahlen, und keine Anlageberatung:

- Day-Ahead: ca. 3.200 EUR/MW - kontinuierlicher Intraday: ca. 6.300 EUR/MW - kombinierter Großhandels-Benchmark: ca. 7.000 EUR/MW - Regelleistung aFRR (positiv): ca. 7.900 EUR/MW - FCR: ca. 4.000 EUR/MW

Der durchschnittliche Spotpreis lag im Februar 2026 demnach bei rund 96,6 EUR/MWh (−12,2 Prozent gegenüber Januar 2026), der EE-Anteil bei 54,8 Prozent. Am 27. und 28.02.2026 lag der Day-Ahead-Preis über jeweils rund sieben Stunden mittags unter null. Die Zahlen zeigen die Bandbreite: Intraday- und Regelleistungsmärkte lagen in diesem Zeitraum deutlich über dem reinen Day-Ahead-Erlös. Stand und Quelle wie angegeben; Werte schwanken stark.

Marktdynamik und Ausblick 2026

Der Zubau an Großbatteriespeichern beschleunigt sich. Laut Marktanalyse von EMA Energiewelt / Modo Energy wurden im ersten Quartal 2026 2,2 GWh neu zugebaut (Rekord), bei Großspeichern ein Plus von 119 Prozent gegenüber dem ersten Quartal 2025. Ende März 2026 lag die kumulierte Großspeicher-Kapazität bei rund 5,06 GWh (Confidence mittel).

Der Branchenverband BVES prognostiziert für die Energiespeicherbranche ein Umsatzwachstum auf 17,1 Mrd. EUR im Jahr 2026 nach 15,2 Mrd. EUR 2025; das Segment Systeminfrastruktur/Großspeicher soll um 72 Prozent auf 5,5 Mrd. EUR zulegen. Das sind Verbandsschätzungen, keine amtlichen Zahlen.

Für die Zahl negativer Strompreisstunden 2026 kursiert eine Prognose von 700 bis 900 Stunden, getrieben durch hohe PV-Kapazität und windreiche Frühjahrstage. Diese Prognose stammt von keiner amtlichen Institution, ist spekulativ und schwankend (Confidence niedrig). Die belastbare Größe bleibt der amtliche Wert für 2025: 573 Stunden.