Negative Strompreise: Warum Flexibilität im Einkauf wichtiger wird

Was die Zahlen für 2025 zeigen

Die Bundesnetzagentur weist für das Jahr 2025 (veröffentlicht am 05.01.2026, Datengrundlage SMARD) 573 von 8.760 Stunden mit negativen Day-Ahead-Großhandelspreisen aus – das sind 6,5 Prozent aller Stunden. Im Jahr 2024 waren es 457 von 8.784 Stunden (5,4 Prozent). Die Zahl der negativen Stunden stieg damit um rund 25 Prozent.

Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis lag 2025 bei 89,32 EUR/MWh (rund 8,9 ct/kWh) gegenüber 78,51 EUR/MWh in 2024 – ein Anstieg von 13,8 Prozent. Es handelt sich um einen jährlichen Mittelwert eines Marktpreises, nicht um eine amtlich festgelegte Größe. Gleichzeitig gab es 2025 in 40 von 8.760 Stunden sehr hohe Preise über 300 EUR/MWh (2024: 41 Stunden). Negative Stunden und Hochpreisstunden treten also nebeneinander auf – ein höherer Jahresmittelwert schließt einen wachsenden negativen Anteil nicht aus.

Wie weit die Preise auseinanderlaufen

Den niedrigsten Day-Ahead-Preis 2025 verzeichnete der deutsche EPEX-Spot-Markt nach Auswertung der FfE am 11. Mai 2025 (Sonntag, 13–14 Uhr) mit etwa -250,32 EUR/MWh (-25,03 ct/kWh) – getrieben durch hohe Solar- und Windeinspeisung bei geringer Wochenend-Nachfrage. Der Höchstwert des Jahres lag bei rund 583 EUR/MWh. Diese Werte sind schwankende Marktpreise, keine amtlichen Größen.

Für den laufenden Einkauf ist weniger der Jahresextremwert relevant als die tägliche Spanne: Der durchschnittliche Tagesspread zwischen Höchst- und Tiefstpreis lag 2025 bei rund 130 EUR/MWh (etwa 13 ct/kWh, Marktkennzahl, schwankend). Diese tägliche Volatilität ist es, die das Verschieben von Lasten in günstige Fenster wirtschaftlich macht.

Am 11. Mai 2025 (13–14 Uhr) erreichten erstmals auch Endkunden mit dynamischem Tarif negative Netto-Preise nach Steuern und Abgaben: bei einem Anbieter (Tibber) regional bis etwa -11,6 ct/kWh, im Raum Köln etwa -8,6 ct/kWh; je nach örtlichem Netzentgelt ergaben sich Gutschriften zwischen rund 7 und 11 ct/kWh. Das war ein einmaliges Ereignis und ein Marktpreis, keine Regelgröße.

Was sich rechtlich geändert hat

Mehrere beschlossene Regelungen verändern den Rahmen:

Dynamischer Tarif (§ 41a EnWG): Seit 1. Januar 2025 muss jeder Stromlieferant mindestens einen dynamischen Stromtarif anbieten (Umsetzung von EU-Vorgaben). Technische Voraussetzung ist ein intelligentes Messsystem (Smart Meter). Seit 2025 besteht ein Anspruch auf Einbau binnen vier Monaten; die jährlichen Kosten für Endkunden sind auf 20 EUR gedeckelt.

Viertelstundenprodukte: Seit 1. Oktober 2025 werden am Day-Ahead-Markt (EPEX Spot) Viertelstundenpreise statt Stundenpreise gebildet. Einzelne Anbieter rechnen übergangsweise noch stundenscharf ab. Die feinere Granularität erweitert die Möglichkeiten zur Lastverschiebung.

Solarspitzengesetz (§ 51 EEG 2023): In Kraft seit 25. Februar 2025 (Bundesgesetzblatt). Für neue EEG-PV-Anlagen entfällt die Einspeisevergütung bereits ab der ersten negativen Viertelstunde des Day-Ahead-Preises; der anzulegende Wert sinkt auf null. Für Anlagen aus dem Zeitraum 2023 bis 24.02.2025 gilt ein Stufenmodell: Vergütung entfällt bei mindestens 3 zusammenhängenden negativen Stunden in 2025, 2 Stunden in 2026 und ab 2027 bereits ab 1 Stunde.

Optionen für Anlagenbetreiber

Betreiber von Bestandsanlagen können freiwillig in das neue Negativpreis-Regime wechseln. Als Ausgleich erhalten sie seit Inkrafttreten am 25. Februar 2025 einen um 0,6 ct/kWh erhöhten anzulegenden Wert für eingespeisten Strom.

Für entgangene Förderung greift ein Kompensationsmechanismus nach § 51a EEG 2023: Der Förderzeitraum wird um die Zeiten verlängert, in denen wegen negativer Preise (mindestens vier zusammenhängende Stunden) keine Förderung gezahlt wird. Der Ausgleich erfolgt nach Ablauf der regulären 20-jährigen Förderung.

Aus diesen Regeln folgt: Wer einspeist, profitiert nicht mehr von negativen Stunden – die Vergütung entfällt dann. Wer Strom bezieht und seine Last in genau diese Stunden legen kann, dreht die Logik um. Eigenverbrauch, Speicher und steuerbare Verbraucher rücken damit in den Vordergrund.

Was Flexibilität im Einkauf konkret bedeutet

Ein Betrieb mit rund 2 Mio. kWh Jahresverbrauch kann durch gezielte Lastverschiebung in Niedrigpreisfenster mehrere zehntausend Euro pro Jahr einsparen – oder in Hochpreisstunden ebenso viel zusätzlich ausgeben (Beispielrechnung, keine amtliche Zahl). Entscheidend ist die Fähigkeit, Verbrauch in günstige Viertelstunden zu verlagern.

Dabei gilt eine Einschränkung: Flexibel ist nur der Energiepreisanteil. Genau dieser Beschaffungs- und Vertriebsanteil macht laut BDEW-Strompreisanalyse (Oktober 2025) im Haushaltsschnitt rund 16 ct/kWh aus – das ist der Teil, den negative Großhandelspreise senken können. Nicht verschiebbar sind dagegen Netzentgelte (rund 10,9 ct/kWh) sowie Steuern, Abgaben und Umlagen (rund 12,7 ct/kWh), zusammen also etwa 23–24 ct/kWh, die unabhängig vom Börsenpreis fix bleiben. Negative Großhandelspreise entlasten also nur den Beschaffungsanteil, nicht diese fixen Bestandteile der Rechnung.

Prüfschritte für den eigenen Betrieb: 1) Lastgang analysieren – welche Verbräuche lassen sich zeitlich verschieben? 2) Intelligentes Messsystem prüfen – ohne Smart Meter kein dynamischer Tarif (§ 41a EnWG). 3) Tarifmodell mit dem starren Festpreis vergleichen – ab welchem verschiebbaren Lastanteil rechnet sich Volatilität? 4) Viertelstunden-Abrechnung klären – rechnet der Anbieter seit 1. Oktober 2025 viertelstundenscharf oder noch stundenweise ab? Die Antwort beeinflusst, wie fein sich Spreads nutzen lassen. Marktpreise schwanken; dies ist keine Anlageberatung.