Negative Strompreise 2019 – was steckte dahinter?

Ja, 2019 gab es in Deutschland viele Stunden mit negativem Börsenstrompreis – Erzeuger mussten fürs Einspeisen zahlen statt zu verdienen. Hier bekommst du die Zahlen und die Gründe direkt, ohne Umwege.

Am Großhandelsmarkt (EPEX SPOT Day-Ahead) fiel der deutsche Strompreis 2019 in rund 211 Stunden unter null Euro. Negativer Preis heißt: Wer Strom einspeiste, bekam kein Geld, sondern musste in diesen Stunden draufzahlen. Wichtig für dich: Das betrifft den Börsen-Großhandel, nicht direkt deinen Haushalts-Endpreis – der blieb wegen Netzentgelten, Steuern und Abgaben trotzdem positiv.

Die tiefsten Werte traten typischerweise an sonnigen, windigen Feiertagen mit wenig Verbrauch auf. Rund um Pfingsten (8. Juni 2019) rutschte der Day-Ahead-Preis in die Nähe von -90 EUR/MWh. Zum Einordnen: In unserer eigenen ENTSO-E-Auswertung 2026 zählen wir bislang 390 Negativstunden mit einem Tiefstwert von -500 EUR/MWh – die Ausschläge sind über die Jahre also deutlich größer geworden.

Negative Preise entstehen, wenn viel Strom da ist, aber wenig gebraucht wird. Konkret: starke Sonne und/oder Wind bei gleichzeitig niedriger Nachfrage (Feiertag, Wochenende, Nacht). Konventionelle Kraftwerke lassen sich nicht beliebig schnell drosseln, und manche Anlagen speisen wegen Förderung oder technischer Zwänge weiter ein. Das Überangebot drückt den Preis unter null.

Für geförderte Anlagen galt die sogenannte Sechs-Stunden-Regel (§ 51 EEG 2017): Fiel der Preis für mindestens sechs zusammenhängende Stunden ins Negative, gab es für diese Stunden keine Marktprämie. Betroffen waren vor allem größere Anlagen ab Inbetriebnahme 2016. Kleinere Anlagen und Bestandsanlagen mit anderer Vergütung waren 2019 meist ausgenommen.

Direkt kaum. Dein Endpreis setzt sich zu über der Hälfte aus Netzentgelten, Steuern, Umlagen und Vertriebskosten zusammen – die fallen nie weg. Nur mit einem dynamischen, börsengekoppelten Tarif hättest du 2019 in den negativen Stunden real profitiert. Ohne solchen Tarif hast du von den Minuspreisen nichts gemerkt.

Die Zahl der Negativstunden ist seit 2019 klar gestiegen – mit dem Ausbau von Solar und Wind treten sie häufiger und tiefer auf. Deshalb wird die Steuerung von Erzeugung und Speichern wichtiger: Wer in solchen Stunden abregelt, verlagert oder Strom einspeichert, vermeidet Verluste. Genau hier setzen wir bei Stromfee mit Live-Daten und Anlagensteuerung an.

2019 hattest du in Deutschland grundsätzlich drei Tarifarten zur Wahl: den Grundversorgungstarif deines örtlichen Netzbetreibers (in den du automatisch fällst, wenn du keinen eigenen Vertrag abschließt), günstigere Sondertarife alternativer Anbieter mit oft 12- bis 24-monatiger Preisbindung, sowie erste dynamische, börsenorientierte Tarife von Vorreitern wie aWATTar und Tibber – die waren damals aber noch eine Nische. Jeder dieser Tarife bestand aus zwei Bausteinen: einem festen Grundpreis (in Euro pro Jahr, unabhängig vom Verbrauch) und einem verbrauchsabhängigen Arbeitspreis (in Cent pro Kilowattstunde). Deine Jahresrechnung ergab sich also aus Grundpreis plus Arbeitspreis mal verbrauchte kWh.

Preislich lag der durchschnittliche Haushaltsstrompreis 2019 bei rund 30 Cent pro Kilowattstunde – ein Höchstwert, getrieben vor allem durch Steuern, Abgaben und Umlagen, die über die Hälfte des Endpreises ausmachten. Allein die EEG-Umlage betrug 2019 6,405 Cent pro kWh, dazu kamen Netzentgelte, Konzessionsabgabe, Stromsteuer und Mehrwertsteuer. Der reine Beschaffungs- und Vertriebsanteil, den der Anbieter selbst beeinflussen konnte, war entsprechend klein – deshalb lohnte sich 2019 der Wechsel aus der teuren Grundversorgung in einen Sondertarif meist deutlich. Feste Tarife dominierten damals klar; dass sich Strompreise stündlich an der Börse orientieren können, war für die meisten Haushalte noch Zukunftsmusik.