Spanien und Portugal verzeichneten im zweiten Quartal 2026 die meisten Stunden mit negativen Strompreisen in Europa. Spanien kam auf 596 Stunden unter null, Portugal auf 462. Das geht aus dem European Power Market Outlook Q3 2026 von Montel hervor, wie pv magazine berichtet.
Die Zahlen
- Spanien: 596 Stunden mit negativem Preis.
- Portugal: 462 Stunden.
- Frankreich: 370 Stunden.
- Griechenland: 317 Stunden.
- Die nordischen Märkte hatten deutlich weniger Phasen mit negativen Preisen.
Zur Einordnung: Ein Quartal hat rund 2.180 Stunden. In Spanien lag der Preis also mehr als ein Viertel der Zeit unter null, vor allem um die Mittagszeit.
Warum es dazu kam
Die europäische Solarstromerzeugung übertraf ihren bisherigen Rekord im zweiten Quartal um fast 20 %. Stabiles Hochdruckwetter und viel Sonne sorgten immer wieder für Überschüsse zur Mittagszeit, die die Intraday-Preise auf negative Rekordwerte drückten. Ende April näherten sich die Preise in einigen Märkten der technischen Untergrenze von −500 €/MWh. Diese Untergrenze wurde inzwischen auf −600 €/MWh gesenkt.
Die Unterschiede zwischen den Ländern hängen davon ab, wie schnell die Solarleistung gewachsen ist und wie sich die Nachfrage über den Tag verteilt. Die Iberische Halbinsel kombiniert viel Photovoltaik mit begrenzten Interkonnektoren zum restlichen Europa, sodass die Mittagsüberschüsse kaum abfließen können.
Mittags billig, abends teuer
Dasselbe Quartal zeigte auch die Kehrseite. Während der Hitzewelle Ende Juni stiegen die Tages- und Wochenpreise in Spanien wiederholt über 100 €/MWh, direkt nach einer Phase negativer Mittagspreise. In Deutschland erreichten die Preise abends Spitzen von über 600 €/MWh. Die Spanne zwischen einem sonnigen Nachmittag und der Abendspitze wird größer, und genau mit dieser Spanne verdienen flexible Anlagen ihr Geld.
Flexibilität wandert in Intraday und Ausgleichsenergie
Montel beobachtet eine Verhaltensänderung: Einige flexible thermische Kraftwerke, Speicherbetreiber und Industrieverbraucher bieten in der Day-Ahead-Auktion nicht mehr zu negativen Preisen an. Stattdessen halten sie ihre Kapazität für den Intraday- oder Ausgleichsenergiemarkt zurück. Das kann die Intraday-Preise volatiler machen und erhöht den Bedarf an schnell reagierender Flexibilität. Als strukturelle Maßnahmen nennt der Bericht Netzausbau, kleinere Gebotszonen sowie schnellere Abregelung und schnelleren Redispatch.
Was das für Ihre Projekte bedeutet
Eine Solaranlage, die bei negativen Preisen weiter einspeist, zahlt dafür, Strom zu erzeugen. Eine Batterie, die nur einem festen Fahrplan folgt, verpasst genau die Stunden, auf die es ankommt. Ein EMS, das vorausschauend anhand der Day-Ahead-Preise plant, die Solaranlage abregelt, wenn der Preis unter null fällt, den Speicher mit dem Mittagsüberschuss lädt und in die Abendspitze entlädt, macht aus dieser Volatilität Erlöse. Das Voltmasters EMS erledigt das markenunabhängig, pro Viertelstunde. In Spanien und Portugal arbeitet es mit den lokalen Marktpreisen, erfüllt die Anforderungen der lokalen Verteilnetzbetreiber und läuft auf Spanisch und Portugiesisch.
Ein Vorgeschmack für das restliche Europa
Die Iberische Halbinsel ist keine Ausnahme, sie ist nur weiter. Jeder Markt, der schneller Solarleistung zubaut als Flexibilität, wird mehr Stunden unter null und steilere Abendspitzen erleben. Für Installateure heißt das: jedes neue Solarprojekt vom ersten Tag an mit Abregelung und Speicher planen, statt sie später nachzurüsten.
Nächster Schritt
Arbeiten Sie an einem Solar- oder Speicherprojekt, bei dem eine intelligente Steuerung den Unterschied machen kann? Sprechen Sie uns an oder erfahren Sie mehr über das Voltmasters EMS.
Quelle: Spain and Portugal record Europe's highest number of hours with negative electricity prices in Q2 (pv magazine, 6. Oktober 2026, auf Englisch), auf Grundlage des European Power Market Outlook Q3 2026 von Montel.