Netzengpässe und mangelnde Flexibilität erzeugen Marktasymmetrie
Negative Day-Ahead-Strompreise entstehen primär durch das Zusammenspiel fluktuierender erneuerbarer Einspeisung und der Inflexibilität fossiler Grundlastkraftwerke. Da Kohlekraftwerke aus betriebstechnischen Gründen bei Einspeisespitzen selten vollständig heruntergefahren werden, kommt es in Kombination mit unflexibler Nachfrage temporär zu einem physischen Überangebot.
Bis Mitte August 2026 verzeichnete der Markt knapp 400 Stunden mit negativen Strompreisen, wobei die Tiefstpreise bei etwa -50 Cent/kWh lagen. Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum bedeutet dies jedoch einen Rückgang um rund 50 Stunden. Wie die aream Group in einem aktuellen Marktkommentar gegenüber PrivateMarkets360 ausführt, ist diese Stabilisierung unter anderem auf den fortschreitenden Speicherausbau sowie eine erhöhte Sommernachfrage durch Kühlbedarfe zurückzuführen.
Investitionschancen durch Kombination von Assets und Speichern
„Negativpreise sind kein Marktversagen, sondern ein sinnvolles Marktsignal“, kommentiert Patrick Lemcke-Braselmann, CEO der aream Group. Sie zeigten, dass der Energiemarkt Flexibilität bepreise und nicht mehr allein die reine Erzeugung im Fokus stehe. Die tiefere Ursache der Preisvolatilität liege im schleppenden Netzausbau sowie im Rückstand bei der grenzüberschreitenden europäischen Netzintegration.
Um die Abhängigkeit von teuren Peak-Gaskraftwerken langfristig zu reduzieren und das ökonomische Potenzial von Photovoltaik und Windkraft voll auszuschöpfen, erfordert die nächste Ausbaustufe gezielte Kapitalallokationen. Nach Einschätzung des Asset Managers liegt die attraktivste Investitionschance derzeit in der systematischen Kombination von Erzeugungskapazitäten mit Batteriespeichern und Smart-Meter-Systemen. Auf diese Weise lassen sich Preistäler zur Eindeckung nutzen und der Strom gezielt in Hochpreisphasen ins Netz einspeisen.
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