MARKTKOMMENTAR
Marktkommentar Juni 2026
Mit der fortschreitenden Integration erneuerbarer Energien geraten die Strom-Spotpreise zunehmend unter Druck, und zwar in beide Richtungen. Wir beobachten extreme Ausschläge: Im Sommer fallen die Kurzfristpreise ins Negative, im Winter schießen sie nach oben. Eine dieser Bewegungen ist längst kein saisonales Randphänomen mehr, sondern ein strukturelles Merkmal des sich wandelnden Stromsystems. Die andere hat überwiegend klimatische Ursachen. Doch zunächst ein Exkurs: Was sind Spotpreise überhaupt?
Der Day-Ahead-Spotmarkt stellt für jedes Marktgebiet das Preisgleichgewicht zwischen realem Angebot und realer Nachfrage her. Am Vortag prognostizieren alle Marktteilnehmer ihre Verbräuche von Haushalts- über Gewerbe- bis zu Industriekunden sowie ihre Erzeugungsmengen aus PV, Wind oder Gaskraftwerken und geben entsprechende Gebote an der Strombörse ab. Daraus ermittelt die Börse für jede Viertelstunde des Folgetages den Clearingpreis. In den Mittagsstunden mit hoher PV-Erzeugung sinkt dieser Gleichgewichtspreis deutlich; in Zeiten der berüchtigten Dunkelflaute steigt er auf außerordentliche Höhen.
Der erste Fall: negative Preise
Extrem niedrige bis negative Preise sind ein Thema, das uns als kritische Beobachter des Strommarktdesigns regelmäßig beschäftigt. Wasser, das über das Wehr abfließt ohne Strom zu erzeugen, ist gesamtwirtschaftlich schädlich. Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien im europäischen Strommix ist richtig und gewollt, stellt das System aber vor erhebliche Herausforderungen. Eigene Berechnungen zeigen, dass sich die Lage weiter zuspitzt: Für Österreich rechnen wir 2026 mit rund 430 Stunden negativer Strompreise. Bis 2030 verdoppelt sich diese Zahl auf 900 Stunden, bis 2033 auf 1.300 Stunden. Gleichzeitig steigt der Anteil der PV-Erzeugung, der in negative Stunden fällt, von heute 18 Prozent auf über 30 Prozent ab 2031. Bemerkenswert: Der durchschnittliche Preis in negativen Stunden nähert sich langfristig der Nulllinie. Speicherausbau dämpft die tiefsten Ausschläge, ändert aber nichts an der wachsenden Häufigkeit. Das Problem wird nicht kleiner, es wird flacher und breiter.
Die Börsen haben zuletzt auf diese Entwicklung reagiert, wenngleich die Anpassung des minimalen Clearingpreises eher Symptombekämpfung als Ursachenforschung ist. Das harmonisierte Preisminimum im Day-Ahead-Markt wird unter strengen Bedingungen (mindestens zwei Zeiteinheiten an mindestens zwei verschiedenen Tagen unter −350 EUR/MWh) von −500 auf −600 EUR/MWh abgesenkt. Der Grund ist ernüchternd: Das bisherige Limit wurde schlicht zu oft erreicht. Diese Maßnahme löst das eigentliche Problem nicht, sie verschiebt es lediglich um 100 Euro nach unten.
Es müsste politische Priorität sein, Fehlanreize im System zu beseitigen und vorhandene Flexibilitätspotenziale zu erschließen. Speicher, Demand Response, flexible Lasten: All das existiert, aber nicht in dem Umfang, den ein wachsendes Erneuerbaren-System benötigt. In der Konsultation zur Systemnutzungsentgelte Grundsatz-Verordnung haben wir einen konkreten Vorschlag eingebracht: Netzbetreiber könnten kurzfristig die Leistungspreisverrechnung aussetzen. Das würde eine kommerzielle Nutzung von Power-to-Heat im Industriebereich ermöglichen und damit Gas und CO₂ substituieren. Weitere Initiativen sind dringend erforderlich. Solange die regulatorischen Rahmenbedingungen den Ausbau von Flexibilität nicht systematisch honorieren, wird die Häufung extremer Preisereignisse anhalten, unabhängig davon, wie tief die Börsen ihre Preisbänder setzen. Überschüsse nutzbar zu machen ist die infrastrukturelle und regulatorische Aufgabe der Stunde.
Dass viele Marktteilnehmer auf Preissignale nur träge oder gar nicht reagieren, ist ebenfalls Teil des Problems. Ein klarer Appell: Bedingte Gebote sollten Standard sein, nicht nur an den Börsen, sondern auch bei der Vermarktung erneuerbarer Energien und im Strombezug, also in den Verträgen mit Energielieferanten. Ein Beispiel: Eine Abfallverwertungsanlage fährt auf Baseload, das ist nachvollziehbar, die Abfallverdichtung lässt keinen Spielraum. Aber die Einspeisung muss nicht dauerhaft erfolgen. Wenn diese zur Strafzahlung wird, also bei Preisen unter null, muss das kein Betreiber hinnehmen.
Der zweite Fall: sehr hohe Spotpreise
Auch in den vergangenen zwei Wintern haben wir extreme Preisausschläge nach oben erlebt. Während die Monate November bis Februar im Winter 2023/2024 noch 75 EUR/MWh in Österreich und Deutschland kosteten, lagen die Durchschnittswerte in den zwei folgenden Wintern jeweils über 100 EUR/MWh. Der Winter 2025/2026 erreichte in Österreich im Schnitt 120 EUR/MWh. Die Ursachen für diese erheblichen Unterschiede liegen vor allem in den klimatischen Bedingungen: Temperatur und Niederschlag beeinflussen sowohl den Energieverbrauch als auch die Laufwasserkrafterzeugung erheblich. Mit dem fortschreitenden Windkraftausbau gewinnt zudem das verfügbare Windangebot an Bedeutung. Erneuerbare Energien spielen also auch bei den extrem hohen Spotpreisen eine entscheidende Rolle.
Im Winter 2023/2024 erzeugte die Onshore-Windkraft in der EU 27 rund 184 TWh. Trotz des seither forcierten Ausbaus wurde dieses Niveau seitdem nicht wieder erreicht: Im Winter 2024/2025 lag die Erzeugung bei 155 TWh (−15 % gegenüber 2023/2024), im Winter 2025/2026 bei 165 TWh (−11 %). Neben technischen Problemen und marktbedingten Stillständen durch negative Preise geht der überwiegende Teil dieses Rückgangs auf eine länger anhaltende Phase unterdurchschnittlicher Windgeschwindigkeiten in weiten Teilen Europas zurück.
Die entscheidende Frage lautet: Handelt es sich um eine nachhaltige Entwicklung oder um einen statistischen Ausreißer? Die atmosphärischen Bedingungen über Europa wurden 2025 von blockierenden Hochdrucksystemen über Mittel- und Nordwesteuropa geprägt. Diese störten die Westströmung und führten zu stabilen, windarmen Verhältnissen, im Winter eine typische Dunkelflaute. Ursache war ein nach Norden verlagerter Jetstream, der die Hauptzugbahn der Stürme in höhere Breiten verschob. Infolgedessen erlebten Regionen wie Frankreich und Deutschland weniger und schwächere Tiefdruckgebiete. Für 2026 erwarten die meisten Modelle keine spürbare Verbesserung des Windaufkommens, da im Sommer ein El-Niño-Ereignis ansteht.
Der mittelfristige Ausblick spricht dafür, dass das schwache Windaufkommen der letzten zwei Jahre ein statistischer Ausreißer und kein struktureller Trend ist. Analysen historischer Winddaten für Europa aus dem Zeitraum 1996–2025 zeigen keine signifikanten Trends in die eine oder andere Richtung. Die windschwachen Jahre 2024 und 2025 werden als natürliche Klimavariabilität interpretiert. Einige Studien sehen bei stärkerer globaler Erwärmung künftig leicht sinkende Windgeschwindigkeiten über Europa, allerdings sind diese Befunde aufgrund der Komplexität klimatischer Wechselwirkungen mit erheblicher Unsicherheit behaftet.
Was folgt daraus?
Die hohen Spotpreise hatten weniger regulatorische als klimatische Ursachen, nämlich eine geringere Windstromerzeugung. Die Negativpreise hingegen sind eine direkte Folge verpasster Anpassungen an den massiven PV-Ausbau der vergangenen Jahre. Der Umbau des Stromsystems ist in vollem Gange und die Politik muss die Voraussetzungen schaffen, Überschüsse über Flexibilitätstechnologien nutzbar zu machen. Die Energiewirtschaft ihrerseits muss ihre Hausaufgaben machen und bedingte Gebote zum Standard erheben.
Dass diese strukturellen Themen höchst aktuell sind, zeigen die aktuellen Spotpreise eindrücklich: Am deutschen Spotmarkt lag der Wochendurchschnitt Ende Mai bei 94,90 EUR/MWh und der Juni beginnt auf noch höherem Niveau. Ausschlaggebend ist die schwache Windkrafterwartung bei nur rund 82 % der saisonalen Norm. Der Mai 2026 ist auch im Jahresvergleich ein Ausnahmefall: 2025 war der Mai mit einem Durchschnittspreis von 67,34 EUR/MWh noch der günstigste Monat des Jahres, 2024 lagen die Werte auf ähnlichem Niveau. 2026 hingegen kommt der Mai auf stolze 97,54 EUR/MWh, ein Plus von 45 % gegenüber den Vorjahren und der höchste Mai-Preis aller Zeiten, wenn man das Krisenjahr 2022 außer Acht lässt. Neben dem schwachen Windangebot belastet auch eine unterdurchschnittliche Hydrologie das Preisniveau. Hinzu kommt die globale Energiemarktsituation: An den Terminmärkten ist derzeit wenig Bewegung, die Preise verharren auf hohem Niveau, da die Marktteilnehmer auf ein mögliches Abkommen zwischen den USA und dem Iran warten. Je wahrscheinlicher eine Einigung erscheint, desto stärker tendieren die Preise nach unten; je mehr Störungen öffentlich werden, desto größer der Aufwärtsdruck.
Ihr Matthias Kisslinger
Für das Team der Inercomp