Market Insights: Negative EPEX-Spotpreise 2026 — Was der Strukturwandel im Strommarkt für Ihre Beschaffungsstrategie bedeutet
Am Ostermontag, dem 7. April 2026, erreichte der EPEX-Spotmarkt für Deutschland einen historischen Extremwert: Der Intraday-Preis sank auf –323,96 EUR/MWh. Kein technischer Ausreißer, sondern ein Symptom eines grundlegenden Wandels in der europäischen Stromerzeugungsstruktur. Seit Jahresbeginn 2026 haben die deutschen Spotpreise bereits rund 14,33 EUR/MWh verloren — ein Rückgang von 14,66 % in weniger als vier Monaten. Für Unternehmen mit substanziellem Strombedarf stellt sich die Frage: Welche Beschaffungsstrategie ist in einem Markt angemessen, der zunehmend von struktureller Überproduktion und extremer Intraday-Volatilität geprägt wird?
Rekordwerte im EPEX Spot: Was hinter den Negativpreisen steckt
Negative „Spotmarkt“-Preise entstehen, wenn das Stromangebot die Nachfrage übersteigt und konventionelle Erzeuger für das Abregeln ihrer Anlagen eine Kompensation verlangen — oder wenn Einspeisevergütungen erneuerbare Produzenten dazu veranlassen, auch bei negativen Preisen weiter ins Netz einzuspeisen. Der Extremwert von –323,96 EUR/MWh an Ostermontag war das Ergebnis einer klassischen Überlagerung: minimaler Feiertagsverbrauch traf auf ungewöhnlich hohe Wind- und Solareinspeisung.
Was früher ein seltenes Ereignis war, hat sich zur strukturellen Regelmäßigkeit entwickelt. Die Zahl der Stunden mit negativen EPEX-Spotpreisen ist in Deutschland in den letzten drei Jahren kontinuierlich gestiegen. Die Frage ist nicht mehr, ob es solche Stunden gibt, sondern wie oft sie auftreten und was sie für Ihre Energiebezugspreise bedeuten.
Merit-Order unter Druck: Wie Erneuerbare die Preisbildung verschieben
Die „Merit-Order“ beschreibt die Rangfolge, nach der Kraftwerke entsprechend ihrer Grenzkosten am Spotmarkt zum Einsatz kommen. Erneuerbare Energien mit Grenzkosten nahe null setzen sich an die erste Stelle dieser Rangfolge und verdrängen Gas- und Kohlekraftwerke systematisch aus dem Marktgeschehen. Bei ausreichender erneuerbarer Einspeisung ist der gleichgewichtige Spotpreis negativ — nicht weil Strom wertlos ist, sondern weil das System mit Überschussproduktion konfrontiert ist.
Dieser Effekt verstärkt sich mit jedem weiteren Ausbau erneuerbarer Kapazitäten. TTF notiert aktuell bei rund 40 EUR/MWh — ein Niveau, das zwar historisch moderat ist, aber in Verbindung mit einem EUA-Preis von rund 75 EUR/t den „Clean Spark Spread“ für Gaskraftwerke auf zahlreichen Stunden in den negativen Bereich treibt. Langfristig erodiert damit die Wirtschaftlichkeit thermischer Reservekapazitäten — mit potenziellen Konsequenzen für die Versorgungssicherheit in Dunkelflautenphasen. Ausnahmslos.
Konsequenzen für industrielle Abnehmer: Chance und Risiko zugleich
Für Unternehmen mit technisch flexiblem Strombedarf — etwa in der Prozessindustrie, bei Kühllagern, in der Wasseraufbereitung oder im Bereich grüner Wasserstofferzeugung — bieten negative Spotpreise reale Einsparungspotentiale. Wer seinen Verbrauch nachweislich in Stunden mit Negativpreisen verlagern kann, erzielt einen messbaren Wettbewerbsvorteil gegenüber Marktteilnehmern mit starrem Verbrauchsprofil.
Diese Flexibilitätsnutzung setzt jedoch zwei Voraussetzungen voraus: erstens einen Liefervertrag mit definierter Spotmarktexponierung oder eine entsprechende „Demand Response“-Vereinbarung, und zweitens die technische sowie organisatorische Infrastruktur zur Lastverschiebung. Für Unternehmen ohne diese Flexibilität gilt das Gegenteil: Die erhöhte Volatilität ist eine Risikoquelle. Wer heute ungesicherte Spotmarktpositionen für nennenswerte Stromvolumina hält, akzeptiert eine Preisschwankungsbreite von 15 EUR/MWh oder mehr innerhalb eines Quartals als kalkulatorische Grundlage. Das ist strategisch nicht vertretbar.
Beschaffungsstrategie: Hedging, Tranchierung und strukturiertes Risikomanagement
Die Herausforderung für Energieeinkäufer besteht darin, zwei gegensätzliche Anforderungen in Einklang zu bringen: die Planungssicherheit eines gesicherten Bezugspreises und die Möglichkeit, von Markttiefs zu profitieren. Strukturierte Hedging-Ansätze auf Basis der Forward-Curve — insbesondere für Cal27 und darüber hinaus — ermöglichen es, Preissicherung schrittweise aufzubauen, ohne das gesamte Volumen auf einem einzigen Kursniveau abzusichern.
„Tranchierung“ bezeichnet die Aufteilung des Beschaffungsvolumens in mehrere zeitlich gestaffelte Teilkäufe. Ein konkretes Beispiel: 40 % des Jahresbedarfs 2027 werden in Q1 2026 am Terminmarkt gesichert, weitere 30 % folgen in Q2 2026, und die verbleibenden 30 % werden in der zweiten Jahreshälfte entschieden — abhängig davon, ob die Forward-Curve bis dahin günstigere Niveaus ausbildet. Langfristig, flexibel, strukturiert.
Ergänzend dazu sollte geprüft werden, welcher Anteil des Strombezugs über Power Purchase Agreements mit direkter Erzeugerkopplung langfristig abgesichert werden kann. PPAs für Wind- oder Solaranlagen schaffen nicht nur Planungssicherheit, sondern bieten auch einen direkten Zugang zu erneuerbarem Strom mit entsprechend positivem Beitrag zu Ihrer Nachhaltigkeitsstrategie.
Ausblick: Strukturelle Verschiebung mit anhaltender Wirkung
Die Häufigkeit negativer Spotpreise wird in den kommenden Jahren mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien zunehmen — in Deutschland, aber auch in Frankreich, Spanien, Österreich und anderen europäischen Märkten. Der Rückgang der deutschen Durchschnittspreise um 14,66 % seit Jahresbeginn 2026 ist kein Zufall, sondern die Konsequenz eines Erzeugungsmixes, der zunehmend von Grenzkosten nahe null dominiert wird.
Für industrielle Abnehmer ist diese Entwicklung keine Überraschung, sondern ein seit Jahren absehbarer Strukturtrend. Die entscheidende Frage lautet nicht mehr, ob negative Preise eintreten — sondern ob Ihre Beschaffungsstrategie darauf ausgerichtet ist, diese Entwicklung zu nutzen statt von ihr getroffen zu werden. Unternehmen, die heute ihre Beschaffungsstrategie an die veränderte Merit-Order anpassen, schaffen die Grundlage für nachhaltiges Energiekostenmanagement. Diejenigen, die weiterhin reaktiv auf Spotbewegungen reagieren, riskieren strukturelle Kostennachteile im Wettbewerb.
Ihre Beschaffungsstrategie professionell strukturieren
Die zunehmende Volatilität im EPEX Spot und die Verschiebung der Merit-Order erfordern eine klare, datenbasierte Beschaffungsstrategie — keine reaktiven Entscheidungen auf Basis von Tagespreisen. EM Energy Consulting GmbH begleitet industrielle und gewerbliche Unternehmen in Österreich und Deutschland bei der Entwicklung maßgeschneiderter Energiebeschaffungsstrategien. Mit über 1.400 GWh begleitetem Beschaffungsvolumen und mehr als 450 B2B-Kunden verfügen wir über die Marktkenntnis und die Instrumente, um Ihr Energiekostenmanagement professionell aufzustellen — unabhängig, transparent und ergebnisorientiert.
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Quellen
- Bloomberg: Germany Power Prices Turn Deeply Negative on Renewables Surge (7. April 2026)
- EPEX SPOT: Market Results Deutschland
- Trading Economics: Germany Electricity Price
- Trading Economics: EU Natural Gas (TTF)
- Trading Economics: EU Carbon Permits (EUA)
- EM Energy Consulting: Energiemanagement & Beschaffungsstrategie