Am 1. Mai zahlte Deutschland, um Strom loszuwerden

Am 1. Mai 2026 fiel der Großhandelspreis für Strom in Deutschland auf minus 499 Euro pro Megawattstunde. Abnehmer wurden nicht nur gratis beliefert, sie erhielten Geld dafür, Strom zu verbrauchen. Im kurzfristigen Intraday-Handel wurden sogar minus 855 Euro pro Megawattstunde notiert. Was wie eine bizarre Marktanomalie klingt, ist nach Einschätzung von E.ON-Chef Leonhard Birnbaum ein systematisches Signal: Das Stromnetz ist für die Menge Solarenergie, die Deutschland heute erzeugen kann, schlicht nicht ausgelegt.

Ein Feiertag als Stresstest

Der 1. Mai ist gesetzlicher Feiertag. Fabriken standen still, Büros blieben leer, die industrielle Nachfrage brach ein. Gleichzeitig schien die Sonne auf Millionen Photovoltaikdächer, die Deutschland in den vergangenen Jahren massiv ausgebaut hat. Ab etwa 10 Uhr bis in den frühen Nachmittag lag der Day-Ahead-Preis im negativen Bereich. Das Netz musste Strom loswerden, egal zu welchem Preis.

Das ist kein Einzelfall mehr. Am Ostermontag, dem 7. April 2026, hatte ein ähnliches Szenario den Preis auf minus 323 Euro pro Megawattstunde gedrückt. Der 1. Mai übertraf diesen Wert um mehr als die Hälfte. Marktanalysten prognostizieren für das Gesamtjahr 2026 zwischen 700 und 900 Stunden mit negativen Strompreisen. Das entspricht etwa einem Zehntel aller Jahresstunden.

Wenn der Preis negativ ist, exportiert Deutschland Strom ins europäische Ausland. Oft ebenfalls zu negativen Preisen. Die Verluste aus dem Export zu negativen Preisen werden am Ende auf die Netzentgelte umgelegt und von allen Verbrauchern bezahlt.

Wer profitiert, wer zahlt

In der Theorie sollten Haushalte mit dynamischen Stromtarifen von solchen Momenten direkt profitieren: Ihr Preis ist stündlich an den Großhandel gebunden, an einem Tag wie dem 1. Mai wäre ihr Strom umsonst oder sie würden sogar etwas dafür erhalten. In der Praxis betrifft das bislang eine winzige Minderheit. Nur 3,8 Prozent der deutschen Haushalte verfügen derzeit über ein intelligentes Messsystem, das dynamische Tarife überhaupt technisch ermöglicht.

Das ist politisch brisant, weil seit 2025 jeder Energieversorger gesetzlich verpflichtet ist, mindestens einen dynamischen Tarif anzubieten. Das Angebot existiert also, die Infrastruktur fehlt. Die Bundesregierung hatte als Ziel ausgegeben, bis Ende 2026 in 95 Prozent aller Haushalte ein intelligentes Messsystem installiert zu haben. Ob das gelingt, ist inzwischen fraglich.

Wer tatsächlich profitiert, sind Industriegroßverbraucher mit direktem Börsenzugang: Aluminiumschmelzen, Chloralkalibetriebe und energieintensive Rechenzentren können ihren Verbrauch hochfahren, wenn der Preis ins Minus fällt. Diese industrielle Flexibilität ist eingebaut, reicht aber nicht aus, um Feiertagsüberschüsse aus einem ausgewachsenen Hochsolartag vollständig aufzufangen.

Ein weiteres Problem: Wer eine Photovoltaikanlage betreibt und ins Netz einspeist, erhält nach dem aktuellen Erneuerbare-Energien-Gesetz 7,78 Cent pro Kilowattstunde für Teileinspeisung, unabhängig vom Marktpreis. An einem Tag, an dem der Strom am Großhandel nichts wert ist, fließt die staatlich garantierte Vergütung trotzdem. Das schafft wenig Anreiz, die Anlage bei Netzüberlast zu drosseln. Einige Netzbetreiber haben am 1. Mai PV-Betreiber per Direktnachricht aufgefordert, ihre Anlagen freiwillig abzuschalten. Eine Rechtspflicht dazu besteht bislang nicht.

Das Netz am Limit

E.ON-Chef Leonhard Birnbaum hat seine Position klar formuliert: „Das Stromnetz ist am Limit.“ Hinter dem Satz steckt eine strukturelle Diagnose. Die erste Phase der Energiewende, der massive Ausbau von Windkapazitäten und Solarkapazitäten, ist weitgehend abgeschlossen. Die zweite Phase, die das System tatsächlich funktionsfähig macht, fehlt: flexible Lasten, Großspeicher, ein Netz, das asymmetrische Erzeugungsmuster aufnehmen kann. Birnbaum hat sich hinter neue Einspeiseregeln gestellt, die das Wirtschaftsministerium vorbereitet, das jedoch bislang keinen konkreten Zeitplan genannt hat.

Spanien und Österreich kennen das Problem: Beide Länder verzeichneten 2025 mehr als 1.000 Stunden negative Preise. In Spanien wurde im April 2025 ein Großstromausfall durch unkontrollierten Frequenzabfall ausgelöst, der mit übermäßiger Solareinspeisung bei schwacher Nachfrage in Zusammenhang gebracht wurde. Die Bundesrepublik ist noch nicht in diesem Bereich angekommen, aber die Richtung ist erkennbar.

Das Grundproblem ist physikalischer Natur: Solarstrom ist nicht steuerbar. Er entsteht, wenn die Sonne scheint, unabhängig davon, ob die Nachfrage passt. Windenergie hat ähnliche Eigenschaften, ist aber geografisch breiter verteilt und saisonal gleichmäßiger. Der Zubau von Photovoltaik konzentriert sich zunehmend auf Süddeutschland und die Monate April bis September, was die Überschüsse auf wenige Spitzentage bündelt.

Zwei Wochen bis Christi Himmelfahrt

Der nächste Stresstest kommt rasch. Christi Himmelfahrt fällt auf den 14. Mai, Pfingsten auf den 25. Mai. Beide sind Feiertage mit niedrigerer Industrielast. Bei sonnigem Wetter sind negative Strompreise an beiden Tagen wahrscheinlich, Marktbeobachter halten Wiederholungen des 1.-Mai-Musters für realistisch.

Langfristig läuft die Debatte auf drei Optionen hinaus: Abschaltverpflichtungen für Solaranlagen bei Netzüberlast, massiver Subventionsausbau für Heimspeicher und Großbatterien oder eine deutlich schnellere Einführung dynamischer Tarife in der Breite. Alle drei Wege kosten Zeit oder Geld oder beides. Das Wirtschaftsministerium hat neue Regeln angekündigt, Details fehlen noch. In der Zwischenzeit bezahlt Deutschland weiter dafür, seinen Solarstrom loszuwerden.