Strommarkt Report

Executive Summary

Der deutsche Strommarkt zeigt 2026 die wichtigste strukturelle Veränderung seit Beginn der Energiewende: hohe Anteile erneuerbarer Erzeugung treffen auf eine nur teilweise mitwachsende Speicher- und Nachfrageflexibilitäts-Infrastruktur. Folge: Mittagspreise sinken weiter, Abendspreise bleiben hoch, Volatilität nimmt deutlich zu.

Day-Ahead Marktbewegungen Q2 2026

Cannibalization-Effekt

Mit weiter wachsendem PV-Bestand (108 GWp Anfang 2026) drückt das Mittagsangebot strukturell die Day-Ahead-Preise:

• Stunden mit Day-Ahead-Preis < 0 €/MWh in Q2 2026: 87 (Q1 2025: 64)
• Maximal-negativer Stundenpreis Q2 2026: −127 €/MWh am 21.03.2026
• Durchschnittlicher Mittagspreis (11:00–14:00) sonnig: 18 €/MWh
• Durchschnittlicher Abendpreis (18:00–20:00): 162 €/MWh

Intraday-Markt Q2 2026

Volumens-Anstieg im Intraday-Handel:

• Gehandeltes Volumen DE Q2 2026: 38,4 TWh (+18 % vs. Vorjahr)
• 15-Min-Produkt-Anteil: 47 % (Q1 2025: 36 %)
• Maximale Spread-Spitze Intraday vs Day-Ahead: 312 €/MWh in einem 15-Min-Slot
• Treiber: höhere Wetter-Volatilität, mehr aktive Direktvermarkter, wachsende Speicher-Liquidität

Negative Strompreise

Folgen für PV in Direktvermarktung: typische Erlöseinbußen von 0,7–1,5 % pro Jahr durch EEG-Marktprämien-Sanktionen.

Redispatch 2.0 Q2 2026

• Curtailment-Volumen DE Q2 2026: 1,28 TWh (+22 % vs. Q1 2025)
• Dominante Engpass-Regionen: Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Brandenburg
• Durchschnittliche Redispatch-Kosten für Netzbetreiber Q2 2026: 1,2 Mrd. €
• Anzahl betroffener PV-Anlagen > 1 MWp: rund 380
• Politische Diskussion: 5. Netzentwicklungsplan und SüdLink-Beschleunigung

Flexibilitätsmärkte Q2 2026

Leistungspreise leicht rückläufig durch wachsende BESS-Kapazität (Q2 2026 deutsche BESS-Pipeline: 4,2 GW / 8,6 GWh).

Batteriespeicher im Spotmarkt

• Installierte BESS-Leistung DE Anfang 2026: 1,2 GW / 2,4 GWh
• Davon Multi-Use-vermarktet: ca. 78 %
• Durchschnittliche Brutto-Erlöse 2025: 145–195 €/kW Leistung
• Top-Vermarkter: Next Kraftwerke, Statkraft, MVV Trading, Trianel, Energy2Market
• Q2 2026 sind erstmals > 80 % der Speicher in Multi-Use-Strategien integriert

Capture Rate & Solar 2026 Forecast

• Capture Rate Solar Q2 2026: 77,4 %
• Erwartung Gesamtjahr 2026: 75–79 %
• Aurora-Forecast 2030: 65–70 %
• Mitigation: Speicher-Integration, Ost-/West-Ausrichtung, Tracker, Sektorkopplung

Risiken & Anomalien

• Wetter-Anomalien: warmer Februar 2026 mit hohem PV-Anteil und niedriger Nachfrage
• Brennstoffpreise: Gaspreis 38–52 €/MWh stabilisiert
• CO₂-Preis: EU-ETS Q2 2026: 78–94 €/t
• Regulatorische Eingriffe: Diskussion zur Strommarkt-Design-Reform 2027

Marktteilnehmer-Aktivitäten

• Erste 200-MW-Standalone-BESS-Projekte gehen in Betrieb (Brandenburg, NRW)
• BNetzA-Konsultation zu 15-Minuten-Bilanzkreis-Pflicht läuft
• ACER REMIT-Reform 2024 wird in deutsches Recht überführt
• Diskussion um Kapazitätsmarkt-Mechanismus ab 2028 intensiviert

Ausblick

Wir erwarten weiter zunehmende Volatilität, steigende Negativpreis-Stunden, stabile bis leicht fallende Regelenergie-Leistungspreise und einen weiter wachsenden Anteil der Batteriespeicher-Liquidität. Capture Rate Solar bleibt strukturell sinkend, mit großem Anreiz für Co-Location- und Sektorkopplungs-Investitionen.

Quellen

• EPEX Spot Phelix-Daten
• BNetzA Quartalsstatistik
• regelleistung.net
• EEX-Day-Ahead/Intraday-Indizes
• Aurora Energy Research
• Fraunhofer ISE Strommarkt-Monitoring

FAQ Strommarkt-Report Q2 2026

Wie hoch ist die Capture Rate Solar 2026?

Q2 2026: 77,4 Prozent. Gesamtjahr-Erwartung 75 bis 79 Prozent. Prognose 2030: 65 bis 70 Prozent.

Welche Treiber bestimmen die Spotpreise 2026?

EE-Anteil, Gaspreis, CO₂-Preis, Netz-Engpässe und Wetterereignisse. Im Q2 2026 dominierten Gas-GuD-Kraftwerke als Preis-Setter in 70 Prozent der Stunden.

Was bedeutet die Cannibalization für PV-Investoren?

Strukturell sinkender Marktwert Solar relativ zum Phelix-Durchschnitt. Mitigation über Speicher, Sektorkopplung oder PPA-Strukturen.

Wie hoch ist das Curtailment-Risiko?

2026 erwartete Curtailment-Quote bundesweit etwa 2 Prozent der theoretischen Solar-Einspeisung, regional bis 8 Prozent (Brandenburg, S-H).

Welche Rolle spielen Batteriespeicher?

BESS-Wachstum stabilisiert Flex-Märkte, drückt aber langfristig Leistungspreise. Multi-Use bleibt 2026 die wirtschaftlich beste Strategie.

Hinweis: Allgemeine fachliche Information, keine Anlageberatung. Datenstand 2026, Bandbreiten basieren auf öffentlichen Quellen (BNetzA, ACER, BSW-Solar, Fraunhofer ISE, Aurora Energy Research) und SunShine-Marktbeobachtung. Konkrete Investmentent­scheidungen sollten mit qualifizierten Beratern abgestimmt werden.