Market Insights: Strom im Sommer 2026 – Solarspitzen, negative Preise und was sie für Lastprofil, PPA und Eigenstrom bedeuten

Der Sommer 2026 zeigt, wie stark die Photovoltaik den Strommarkt inzwischen prägt. Mittags fällt der Börsenpreis regelmäßig gegen null oder darunter, abends zahlt der Markt ein Vielfaches. Für industrielle und gewerbliche Stromkunden ist das keine Kuriosität mehr, sondern eine Frage der Kostenstruktur: Wann Sie Strom beziehen, bestimmt zunehmend, was er kostet. Das gilt für die Beschaffung über den Spotmarkt genauso wie für die Bewertung von PPA und eigener Erzeugung.

Negative Preise: seltener als 2025, aber tiefer

Nach unserer Auswertung der SMARD-Daten der Bundesnetzagentur lag der deutsche Day-Ahead-Preis im ersten Halbjahr 2026 in 291 Stunden im Stundenmittel unter null. Im ersten Halbjahr 2025 waren es 389 Stunden, 2024 waren es 224. Im Juli 2026 kamen 79 negative Stunden hinzu, nach nur 12 im Juli 2025. Vom 1. Januar bis 6. August summiert sich das auf 383 Stunden, nach 423 im gleichen Zeitraum des Vorjahres.

Weniger Stunden bedeuten aber nicht weniger Ausschläge. Am 1. Mai fiel der Preis in einer Viertelstunde auf −499,99 EUR/MWh und damit fast auf die damalige Preisuntergrenze der europäischen Day-Ahead-Kopplung. Diese wurde in der Folge abgesenkt: Seit dem Liefertag 29. Mai 2026 gilt ein Mindestpreis von −600 EUR/MWh. Eine Ursache für die geringere Zahl negativer Stunden ist, dass mehr Anlagen bei negativen Preisen vom Netz gehen. Laut einer Montel-Analyse, über die Euronews berichtete, stieg die marktgetriebene Abregelung im ersten Halbjahr um 20 Prozent.

In Österreich ist das Muster ähnlich, nur schwächer. Nach SMARD-Daten war der österreichische Day-Ahead-Preis im ersten Halbjahr 2026 in 216 Stunden negativ, nach 290 im Vorjahreszeitraum, im Juli 2026 in 20 Stunden.

Solarspitzen auf Rekordniveau

Treiber ist der weitere Ausbau der Photovoltaik. Die höchste stündliche PV-Einspeisung in Deutschland in diesem Jahr verzeichnet SMARD am 28. Mai zwischen 12 und 13 Uhr mit 57.672 MWh. Der Höchstwert des gesamten Jahres 2025 lag bei 52.132 MWh. Europaweit erzeugten Solaranlagen im zweiten Quartal 2026 laut Montel 129 TWh, fast 20 Prozent mehr als in jedem früheren zweiten Quartal. In Spanien gab es im ersten Halbjahr 596 Stunden mit negativen Preisen, in Frankreich 370. Negative Mittagspreise sind damit ein europäisches Phänomen.

Die Tageskurve ist die eigentliche Nachricht

Für die Kostenplanung ist weniger die Zahl negativer Stunden entscheidend als die Form der Tageskurve. Unsere Auswertung für Juli 2026: Der Day-Ahead-Preis lag im Monatsmittel bei 105,45 EUR/MWh. Zwischen 12 und 15 Uhr betrug er im Schnitt 23,00 EUR/MWh, zwischen 19 und 22 Uhr 166,28 EUR/MWh. Abends bestimmen vor allem Gaskraftwerke den Preis, und Gas notiert in diesem Sommer auf hohem Niveau. Die Spreizung zwischen Mittag und Abend ist damit der größte Kostenhebel im Strombezug.

Folgen für Lastprofile, PPA und Eigenstrom

Lastprofil. Wer seinen Strom über strukturierte Beschaffung oder Spotanteile bezieht, zahlt für ein Profil mit Abend- und Nachtlast deutlich mehr als für ein Profil mit Mittagslast. Standardisierte Base-Produkte verdecken diesen Unterschied, im Spotanteil und in der Profilbewertung taucht er auf.

PPA. Solarstrom wird am Markt deutlich unter dem Durchschnittspreis vergütet. Im Juni 2026 lag der von den Übertragungsnetzbetreibern ermittelte Marktwert Solar bei 6,190 ct/kWh, der durchschnittliche Spotpreis bei 10,952 ct/kWh. Solarstrom erzielte damit nach unserer Rechnung rund 57 Prozent des Durchschnittspreises. Für PPA heißt das: Ein Solar-PPA mit Abnahme nach Erzeugung liefert viel Energie zu Zeiten, in denen sie am Markt wenig wert ist. Die Restmengen am Abend und in der Nacht müssen teuer zugekauft werden. Bei der Bewertung eines PPA zählt deshalb nicht nur der Preis je MWh, sondern das Zusammenspiel von Erzeugungsprofil, Eigenverbrauch und Reststrombeschaffung.

Eigenstrom. Für Eigenerzeugung auf dem Dach gilt Ähnliches. Strom, der selbst verbraucht wird, ersetzt teuren Netzbezug. Überschüsse, die mittags ins Netz gehen, bringen dagegen oft wenig. Für neue Anlagen in Deutschland, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gehen, entfällt nach dem Solarspitzengesetz die EEG-Vergütung in Zeiten negativer Preise. Die Wirtschaftlichkeit hängt deshalb stärker davon ab, wie viel des erzeugten Stroms im eigenen Betrieb genutzt wird.

Was das für Ihre Beschaffung bedeutet

• Lastgang auswerten. Legen Sie Ihren Viertelstunden-Lastgang neben die Tageskurve der Preise. So sehen Sie, wie viel Ihres Verbrauchs in teure Abendstunden fällt und welcher Anteil sich verschieben ließe.
• Flexibilität prüfen. Prozesse, Kälte, Druckluft, Ladeinfrastruktur oder Wärmeerzeugung lassen sich in manchen Betrieben in die Mittagsstunden verlegen. Ob sich das rechnet, hängt vom Vertrag ab: Nur wer Spotanteile oder zeitvariable Preise hat, profitiert direkt.
• PPA mit Profil bewerten. Vergleichen Sie PPA-Angebote nicht nur über den Preis je MWh, sondern über die Kosten Ihres gesamten Bezugs inklusive Reststrom und Ausgleich.
• Eigenstrom mit Blick auf den Eigenverbrauch planen. Bei neuen PV-Anlagen lohnt es sich, die Größe am eigenen Mittagsbedarf und an möglichen Speichern auszurichten statt an der maximalen Dachfläche.
• Vertragsklauseln kennen. Prüfen Sie, ob Ihr Liefervertrag Preisbestandteile für Profil oder Strukturierung enthält und wie diese berechnet werden.

Die Tageskurve wird mit jedem zusätzlichen Gigawatt Photovoltaik steiler. Wer sein Lastprofil kennt, kann darauf reagieren.

Sie möchten wissen, wie Ihr Lastprofil zur aktuellen Preiskurve passt? Sprechen Sie uns an.

Quellen

• Quelle: SMARD (Bundesnetzagentur) – Großhandelspreise Day-Ahead DE-LU und AT, Erzeugung Photovoltaik; eigene Auswertung (August 2026)
• Quelle: NEMO Committee – Harmonised Minimum Clearing Price for SDAC to be set to -600 EUR/MWh (Mai 2026)
• Quelle: Euronews – Wind and solar overtake fossil fuels in Germany, but negative electricity prices still rife (Juli 2026)
• Quelle: pv magazine – Europe’s record solar output drives surge in negative electricity prices (Juli 2026)
• Quelle: Photon – Marktwert Solar steigt im Juni deutlich auf 6,2 Cent je Kilowattstunde (Juli 2026)
• Quelle: pv magazine – Solarspitzen-Gesetz im Bundesgesetzblatt veröffentlicht (Februar 2025)