Am 18. August 2026 zog die AGEE-Stat ein bemerkenswertes Fazit: Im Juli 2026 hatten Erneuerbare Energien in Deutschland mit 29,0 TWh Strom den höchsten monatlichen Erzeugungstand erreicht, den es je gegeben hat. Solar- und Windkraft hatten an diesem Sommermonat ihren entscheidenden Anteil – ein deutliches Zeichen dafür, dass der Zubau Erträge zeigt und das Netz füllt. Das Sommerquartal (Q3) 2024 hatte bereits gezeigt, dass über 60 % Erneuerbare im Quartalsdurchschnitt möglich sind, doch Juli 2026 setzt diesen Trend nun monatsweise fort. Für den gesamten Zeitraum Januar bis Juli 2026 liegt der erneuerbare Anteil im Jahresmittel bei rund 55 %, was zeigt, dass der Zubau zwar fortschreitet, aber wetterbbedingte Schwankungen nach wie vor den Markt prägen.
Was die öffentlichen Debatten oft ausblenden: Mit dieser Rekordproduktion gingen auch negative Börsenpreise einher. Genauer betrachtet: 573 Stunden lang war Strom in Deutschland 2025 essentially wertlos – teils bezahlte der Markt dafür, dass jemand ihn abnimmt. Genau in diesen Stunden hat mein Haus Geld verdient. Zum Vergleich: 2021 waren es erst 139 Stunden. Eine Vervierfachung in vier Jahren, die zeigt, wie schnell sich das Marktumfeld wandelt. Und 2026 steuert man laut aktuellen Entwicklungen auf bis zu 900 Stunden zu, während Mai und Juni 2026 bereits neue Rekorde bei negativen Preisphasen geschrieben haben. Im ersten Halbjahr 2026 waren es bereits 291 Stunden mit negativen Preisen bei einer Solarerzeugung von 43,2 TWh – ein Konstruktionsfehler, wie ich finde, der zeigt, dass das System für Flexibilität nicht ausgelegt ist. Der Trend ist klar: Je mehr PV ins Netz kommt, desto mehr Stunden mit negativen Preisen – das ist kein Grund, den Ausbau zu bremsen, sondern ein Signal für mehr Flexibilität bei der Nachseite.
Bei mir zu Hause in Kirchseeon läuft seit 2023 alles fossilfrei. Die Dachanlage liefert 29,5 kWp SolarEdge, der Speicher fasst 52,5 kWh (drei Powerwall 3 und eine Powerwall 2). Vier elektrische Fahrzeuge stehen bereit: Tesla Model S 90D (2016), Tesla Model Y Long Range (2021), Tesla Model S Plaid (2022) und Renault Zoé Z.E. 50. Zwei OpenWB Duo fungieren als Ladepunkte, insgesamt ergibt sich ein Puffer von 137,5 kWh aus Hausspeicher und Fahrzeugbatterien. Wärmepumpe Waterkotte für das Haus und eine zweite für den Pool, dazu zwei Klimaanlagen im Esszimmer und im Büro Keller – alles elektrisch, alles gemessen und in Home Assistant integriert. Über 60 aktive Automationen steuern den Energiefluss, der Stand ist über den eigenen Graphen einsehbar.
Wenn der Day-Ahead-Preis ins Negative kippt, lädt der Speicher automatisch – nicht aus Idealismus, sondern weil mich der Markt dafür bezahlt. Bei negativen Preisen ist mein Haus kein Verbraucher, sondern eine Senke, die dafür bezahlt wird, Strom aufzunehmen. Das übersehen viele: Flexibilität ist die neue Währung im Stromnetz. Wer speichern und verschieben kann, verwandelt die Überproduktion anderer in eigenen Ertrag. Kein Fördertopf, keine Subvention – reine Marktlogik. Negative Preise heißen nicht, dass zu viel Erneuerbare im Netz sind. Sie heißen, dass zu wenig Speicher und zu wenig Intelligenz dahinterstecken. Genau das beweist mein Setup jeden Monat wieder: Wenn der Preis sinkt, lädt der Speicher, die Fahrzeuge und die Wärmepumpe – und das ohne jeden Fördertopf, allein weil der Markt das so verlangt.
Dass das nicht jeder macht, liegt auch an der Technik. Ich selbst kämpfe seit Wochen mit einer massiven Fehlkalkulation im Forecast-Meines Systems. Die Prognose liegt bei Weitem unter der Realität – mal bei 9 %, mal bei 11 % des Ist-Werts. Das bedeutet: emhass plant Ladung und Deferrables gegen einen Phantom-Tag. Die Batterie steht morgens bei 23 % SOC statt beim geplanten Puffer. Die Optimierung entwertet sich fast vollständig, weil gegen Windmühlenprognosen geplant wird, die die reale Sonneneinstrahlung nicht abbilden. Die Tagesspitze der Prognose ist oft um Faktor 5 bis 6 zu niedrig, was deckungsgleich ist mit der Diagnose, dass rund 20 % der Realität einfach nicht modelliert werden. Hinzu kommt, dass die Kurve physikalisch unmöglich ist: 13:00 → 2.480 W, 14:00 → 421 W, 14:30 → 178 W, 16:00 → 2.481 W – kein Wolkenmuster erzeugt so etwas bei 30-min-Mittelung, das ist derselbe Interleaving-/Sampling-Fehler wie beim Preisvektor. Beide Bugs teilen dieselbe Wurzel: Zeitraster-Mismatch von 15/30 Minuten in der Forecast-Pipeline.
Die Energiebranche behandelt negative Preise oft als Problem. Ich behandle sie als Signal. Negative Preise sind kein Überangebots-Problem. Sie sind ein Nachfrage-Starrheits-Problem. Der Strom ist da, günstig, sauber – und niemand hat die Last, die ihn nimmt. Was nicht skaliert, ist die Annahme, dass Industrielast, Rechenzentren und Wärme starr sein müssen. Die eigentliche Energiewende passiert nicht bei der Erzeugung. Sie passiert bei der Frage, wer flexibel genug ist, sie zu nutzen.
Erstellt mit KI-Unterstützung, fachlich geprüft und redaktionell verantwortet von Achim Karpf.
