29,5 kWp PV, 52,5 kWh Speicher, vier EVs: Wenn 573 Stunden negativer Preis zur neuen Normalität werden
Am 20. August 2026 meldete die pv-magazine: Deutschland habe beim Photovoltaik-Ausbau das EEG-Zwischenziel für 2026 erreicht. Aktuell seien 128 Gigawatt installierte Leistung am Netz. Um das Ziel für 2030 zu erreichen, müsse in den kommenden Jahren mehr Leistung zugebaut werden als zuletzt geschehen. Der Bundesverband Solarwirtschaft warne, dass EEG-Novelle und Netzpaket gegenteilig wirkten.
Was bedeutet das für die Praxis? Negative Strompreise sind kein Randphänomen mehr. 2021 waren es 139 Stunden, in denen Strom an der Börse wertlos war. 2025 waren es bereits 573 Stunden – eine Vervierfachung. Für 2026 rechnen Marktteilnehmer mit bis zu 900 Negativstunden. Der Treiber: 117 Gigawatt installierte PV, die mittags im Sommer mehr liefern, als der Markt aufnehmen kann. Die Energiebranche behandelt das als Problem. Ich behandle es als Signal. Ergänzend: 2023 war Deutschland erstmals seit 2002 Netto-Stromimporteur mit rund 9 TWh Netto-Import. 2024 lag der Netto-Importsaldo bei rund 24 TWh, etwa 4 Prozent des Inlandsverbrauchs, überwiegend aus Frankreich, Dänemark, Norwegen und Schweden.
Bei mir zu Hause in Kirchseeon läuft genau dieses System. 29,5 kWp PV auf Dach und Carport, 52,5 kWh Tesla Powerwall (drei Powerwall 3 à 15 kWh brutto, ein Powerwall der ersten Generation mit 7,5 kWh brutto am SolarEdge-Wechselrichter), und vier elektrische Fahrzeuge: Tesla Model S 90D (2016), Tesla Model Y Long Range (2021), Tesla Model S Plaid (2022) und Renault Zoé Z.E. 50. Insgesamt stehen 137,5 kWh Puffer zur Verfügung – knapp zwei Drittel davon in den Fahrzeugbatterien.
Die Steuerung übernimmt emhass im Home-Assistant. In Kombination mit Tibber als dynamischem Stromtarif und viertelstündlichen Börsenpreisen rechnet das System Day-Ahead: Lädt, wenn der Preis negativ ist, entlädt, wenn er hochschnellt. Die Mittagsspitze, die das Netz kostet, ist mein günstigster Ladeslot. Letzten Sommer landete ich Strom, der andernfalls ins Netz eingespeist worden wäre, in meinen Batterien und Fahrzeugakkus – bei negativen Preisen bedeutet das für mich praktisch Vergütung statt Einspeisevergütung.
Der blinde Fleck in der Debatte fällt mir täglich auf. Jedes batterieelektrische Fahrzeug ist ein Heimspeicher, der aus einem völlig anderen Grund gekauft wurde. Die Grenzkosten dieser Kapazität sind null. Bezahlt wird nur noch die bidirektionale Wallbox. Ich habe ambiCHARGE für V2H durchanalysiert, Version 4.0 der Bewertung liegt vor, gekauft ist nichts. Der Engpass ist inzwischen nicht mehr das Gesetz, sondern die Freigabepolitik der Hersteller. Tesla gibt V2H in Europa weiterhin nicht frei. VW und Elli zielen auf Ende 2026. Hier liegt das paradoxe Problem: Deutschland diskutiert über Speicherausbau, während Millionen Kilowattstunden in Garagen parken. Wer heute einen Heimspeicher dimensioniert, ohne die Autos in der Einfahrt zu bilanzieren, kauft Kapazität, die er längst besitzt.
Die eigentliche Wertschöpfung der nächsten fünf Jahre liegt nicht bei mehr Panels, sondern bei Speicherung, Steuerung und Day-Ahead-Optimierung – also in Software und Batterien, nicht in mehr Modulen. Die Strommix-Daten des Jahres 2023 zeigen das Missverhältnis deutlich: Strom mit rund 20 Prozent Endenergie-Anteil und etwa 52 Prozent erneuerbarem Anteil (brutto) gehört zu den fortschrittlichsten Sektoren. Wärme mit rund 50 Prozent Anteil und nur 17 Prozent erneuerbarem Anteil sowie Verkehr mit rund 30 Prozent Anteil und lediglich 7 Prozent erneuerbarem Anteil hängen deutlich zurück. Der Sektor mit dem größten Fortschritt ist gleichzeitig der kleinste – die beiden großen hängen hinterher.
Negative Preise sind kein Systemfehler. Sie sind das Preissignal, Flexibilität zu bauen. Die meisten überhören es noch. Wer 900 Stunden geschenkten Strom ignoriert – Marktversagen oder Phantasielosigkeit?
Erstellt mit KI-Unterstützung, fachlich geprüft und redaktionell verantwortet von Achim Karpf.
