Am ersten Sonntag im April diesen Jahres rutschte der Strompreis an der Börse tief ins Minus. Zeitweise liegt der sogenannte Day-Ahead-Preis bei minus 114,53 Euro pro Megawattstunde. Was auf den ersten Blick paradox wirkt, ist längst kein Einzelfall mehr – sondern Ausdruck eines strukturellen Wandels im Energiesystem.
Wenn Angebot und Nachfrage auseinanderlaufen
Zur Mittagszeit produzierte Deutschland deutlich mehr Strom, als verbraucht wird. Laut Daten von Energy-Charts lag die Stromerzeugung bei über 61.000 Megawatt, während die Nachfrage nur rund 40.000 Megawatt betrug. Die Differenz: ein Überschuss von mehr als 20.000 Megawatt.
Besonders auffällig ist dabei der Anteil erneuerbarer Energien. Zeitweise deckten Wind- und Solaranlagen rechnerisch mehr als 137 Prozent des Strombedarfs – in der Spitze wurden sogar knapp 140 Prozent erreicht. Solche Werte entstehen vor allem dann, wenn viel Wind und Sonne auf eine gleichzeitig schwache Nachfrage treffen, etwa an Wochenenden oder Feiertagen.
Warum Strompreise negativ werden
Der Strommarkt reagiert sensibel auf Überangebote. Kann die erzeugte Energie nicht vollständig im Inland genutzt werden, sinken die Preise – im Extremfall unter null. Anbieter zahlen dann dafür, dass ihnen jemand den Strom abnimmt.
Das bedeutet allerdings nicht, dass Haushalte Geld fürs Stromverbrauch bekommen. Die negativen Preise entstehen ausschließlich am Großhandelsmarkt. Profitieren können davon vor allem große, flexible Abnehmer oder Nachbarländer, die kurzfristig Strom importieren. Ein Teil des überschüssigen Stroms wird daher ins Ausland exportiert – oft zu sehr niedrigen Preisen.
Hohe Kosten trotz günstiger Preise
Ökonomisch hat das Phänomen eine Kehrseite. Sinkende Börsenpreise bedeuten geringere Einnahmen für Stromproduzenten. Die Differenz zwischen Marktpreis und garantierter Förderung für erneuerbare Energien wird seit 2023 aus dem Staatshaushalt ausgeglichen.
Nach Berechnungen von Netztransparenz.de liegt der Finanzierungsbedarf des EEG-Systems für 2026 bei über 16 Milliarden Euro – beziehungsweise rund 14,6 Milliarden Euro unter Berücksichtigung vorhandener Mittel.
Auch die Häufigkeit negativer Preise nimmt zu. Die Bundesnetzagentur verzeichnete 2025 insgesamt 573 Stunden mit negativen Strompreisen. Im Jahr zuvor waren es noch 457 Stunden.
Was eine „Hellbrise“ für Wärmepumpen bedeutet
In der Energiewirtschaft hat sich für solche Situationen ein Begriff etabliert: „Hellbrise“. Gemeint ist die Kombination aus viel Sonne („hell“) und starkem Wind („Brise“) – also genau jene Wetterlage, die zu besonders hohen Stromüberschüssen führt.
Für Haushalte mit Wärmepumpe kann das ein Vorteil sein. Denn Wärmepumpen arbeiten strombasiert und profitieren indirekt von niedrigen Börsenpreisen. Zwar kommen die negativen Preise nicht eins zu eins beim Endkunden an, doch dynamische Stromtarife geben Preissignale zumindest teilweise weiter.
Wer seine Wärmepumpe flexibel betreiben kann – etwa über intelligente Steuerung oder Pufferspeicher –, kann solche Phasen gezielt nutzen: Wärme wird dann bevorzugt produziert, wenn Strom besonders günstig ist. Das senkt langfristig die Betriebskosten.
Zugleich zeigt sich hier ein zentraler Baustein der Energiewende: Wärmepumpen können helfen, Stromüberschüsse aufzunehmen und das System zu stabilisieren. Sie werden damit nicht nur zur Heiztechnik, sondern auch zu einem Teil der Infrastruktur.
Ein wachsendes strukturelles Problem
Die Entwicklung zeigt: Negative Strompreise sind kein Ausreißer mehr, sondern ein wiederkehrendes Muster. Mit dem weiteren Ausbau von Wind- und Solaranlagen dürfte sich dieses Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage weiter verstärken.
Die Herausforderung besteht darin, den überschüssigen Strom besser zu nutzen – etwa durch Speicher, flexible Verbraucher oder den Ausbau von Netzen. Solange diese Lösungen nicht in ausreichendem Maße vorhanden sind, bleibt der Strommarkt anfällig für extreme Preisschwankungen.
