excerpt: Negative Strompreise sind weniger ein Zeichen für zu viel Ökostrom als für zu wenig Beweglichkeit im System. Der neue Batteriespeicher in Förderstedt ist deshalb mehr als ein Bauprojekt: Er zeigt, welche Art von Infrastruktur künftig zur Grundausstattung des Strommarkts gehört. Erst wenn Speicher, Netze und Verbraucher schneller reagieren, wird fluktuierende Erzeugung vom Preisdruck zur nutzbaren Ressource.
Der Strommarkt entdeckt seine offene Flanke: Flexibilität
Am Sonntag, 26. April 2026, fiel der Day-ahead-Preis zeitweise auf minus 480 Euro pro Megawattstunde. Über mehrere Stunden lag Strom im negativen Bereich, am Abend stieg der Preis wieder deutlich an. Diese Spanne ist kein Randphänomen eines sonnigen Sonntags. Sie zeigt, wie weit Erzeugung, Verbrauch, Netzkapazität und Flexibilität inzwischen auseinanderlaufen.
Eco Stor baut in Förderstedt in Sachsen-Anhalt einen Batteriespeicher mit 300 Megawatt Leistung und 714 Megawattstunden Speicherkapazität. Bis Ende Juli sollen rund 300 Batterieeinheiten angeliefert und installiert sein, die technische Inbetriebnahme erster Anlagenteile ist für die zweite Jahreshälfte 2026 vorgesehen. Die Anlage wird aus drei unabhängig betreibbaren Blöcken bestehen und kann dadurch schrittweise ans Netz gehen. Für sich genommen ist das ein großes Projekt. Bezogen auf den deutschen Strommarkt ist es zugleich ein Baustein in einer deutlich größeren Verschiebung.
Die verbreitete Erklärung für negative Strompreise lautet: Es gibt zu viel erneuerbaren Strom. Diese Beschreibung ist aber unvollständig. Strom wird nicht dadurch zum Problem, dass Wind- und Solaranlagen viel produzieren. Er wird dann zum Problem, wenn das übrige System nicht in der Lage ist, diese Produktion aufzunehmen, zu verschieben oder lokal zu nutzen. Der Preis fällt unter null, wenn Einspeisung, Nachfrage und Flexibilität nicht zusammenpassen und wenn die Marktregeln diesen Mangel sichtbar machen.
Das betrifft mehrere Ebenen gleichzeitig. Photovoltaik liefert an sonnigen Tagen in ähnlichen Zeitfenstern hohe Mengen Strom. Wind kann diese Mengen zusätzlich verstärken. Ein Teil der konventionellen Kraftwerke ist technisch oder wirtschaftlich nicht beliebig schnell regelbar. Große Verbraucher reagieren noch zu wenig auf kurzfristige Preissignale. Netze transportieren Strom nicht immer dorthin, wo er gebraucht würde. Speicher fehlen in einer Größenordnung, die zur neuen Erzeugungsstruktur passt.
Der Markt bildet diese Lage über Preise ab. Negative Preise bedeuten nicht automatisch, dass Strom wertlos ist. Sie bedeuten, dass er zu einem bestimmten Zeitpunkt an einem bestimmten Marktpunkt keinen ausreichenden Abnehmer findet oder dass es günstiger erscheint, für die Abnahme zu zahlen, als Erzeugung, Bilanzkreise oder technische Fahrpläne anzupassen. In einem solchen Moment wird Flexibilität selbst zur knappen Ressource. Wer Strom aufnehmen, speichern und später wieder abgeben kann, reduziert nicht nur Preisspitzen. Er verändert die Verteilung von Risiken im Markt.
Batteriespeicher passen genau in diese Lücke, weil sie schnell reagieren und kurzfristige Preisunterschiede ausgleichen können. Ein Speicher mit 300 Megawatt Leistung kann in Phasen hoher Einspeisung Strom aufnehmen und in den Abendstunden abgeben, wenn Photovoltaik wegfällt und die Nachfrage noch hoch ist. Die 714 Megawattstunden Speicherkapazität in Förderstedt entsprechen rechnerisch gut zwei Stunden Volllastbetrieb. Das ist kein Ersatz für saisonale Speicher, aber für die kurzfristige Glättung von Tagesverläufen relevant.
Aus dieser Betriebsweise entstehen Erlöse vor allem dort, wo Preisdifferenzen hoch sind. Der Spread vom 26. April 2026 macht solche Geschäftsmodelle sichtbar. Er zeigt aber auch, dass der Speicherzubau nicht allein durch einzelne Extremtage bewertet werden darf. Wenn viele Speicher entstehen, sinken die Spreads, aus denen sie finanziert werden. Das ist volkswirtschaftlich erwünscht, weil Preisausschläge geringer werden. Für Investoren bedeutet es, dass ein Markt, der Flexibilität braucht, zugleich die Erlösquelle dieser Flexibilität verringert, sobald genügend Anlagen vorhanden sind.
Genau daraus entsteht ein Koordinationsproblem. Der Strommarkt braucht Speicher, bevor die Knappheit extreme Preise erzeugt. Investoren sehen die stärksten Signale aber oft erst dann, wenn die Knappheit bereits teuer ist. Netzanschlüsse, Genehmigungen, Bauzeiten, Finanzierungsbedingungen und regulatorische Unsicherheit verlängern diese Verzögerung. Förderstedt kommt deshalb nicht nur als neues Projekt ans Netz, sondern als Teil einer Infrastruktur, die dem Ausbau der Erneuerbaren zeitlich hinterherläuft.
Hinzu kommt die räumliche Dimension. Ein Speicher ist nicht überall gleich wirksam. Er hilft besonders dort, wo Erzeugungsspitzen auftreten, Netzengpässe entstehen oder regionale Lastprofile schlecht zur Einspeisung passen. Der deutsche Strommarkt behandelt große Teile des Systems preislich so, als sei Strom überall im selben Moment gleich verfügbar. Physikalisch stimmt das immer weniger. Lokale Engpässe erscheinen deshalb nicht unmittelbar als lokale Preise, sondern später als Redispatch, Abregelung und Netzkosten. Die Kosten dafür tragen nicht automatisch diejenigen, deren Verhalten sie auslöst oder vermeiden könnte. Dadurch entstehen Anreize, die technisch mögliche Flexibilität nicht immer dort entstehen lassen, wo sie den größten Nutzen hätte.
Die Aussage, Deutschland habe eine Speicherlücke, verweist deshalb auf mehr als eine fehlende Zahl an Batterien. Eco Stor nennt rund 50.000 Megawatt Leistung und etwa 200.000 Megawattstunden Speicherkapazität als Größenordnung. Solche Angaben sind abhängig von Annahmen über Netzausbau, Verbrauchsflexibilität, Wasserstoff, Elektromobilität, Wärmepumpen und industrielle Lastverschiebung. Trotzdem ist die Richtung klar: Ein Stromsystem mit hohem Anteil fluktuierender Erzeugung kann nicht nach den Flexibilitätsreserven eines alten Kraftwerksparks betrieben werden.
Die Kosten der fehlenden Flexibilität tauchen an verschiedenen Stellen auf. Negative Preise entwerten Erzeugung in Stunden hoher Einspeisung. Abregelung vernichtet nutzbaren Strom. Redispatch belastet Netzentgelte. Konventionelle Reservekapazitäten bleiben länger notwendig, wenn gespeicherte Energie in Knappheitsstunden fehlt. Verbraucher sehen diese Kosten selten direkt in der Viertelstunde, in der sie entstehen. Sie erscheinen später in Umlagen, Netzentgelten, Beschaffungskosten oder staatlichen Stützungsmechanismen.
Damit verschiebt sich die Frage von der reinen Erzeugungsmenge zur Funktionsfähigkeit des Gesamtablaufs. Mehr erneuerbare Leistung senkt Brennstoffkosten und Importabhängigkeit, erzeugt aber neue Anforderungen an Steuerung, Speicherung und Verbrauchsverhalten. Ohne diese Ergänzungen wird billiger Strom zeitweise zu einem Belastungsfaktor, obwohl seine Erzeugungskosten niedrig sind. Das ist kein Widerspruch der Energiewende, sondern eine Folge unvollständig angepasster Regeln und Infrastrukturen.
Förderstedt wird diese Ordnung nicht allein verändern. Aber das Projekt zeigt, wohin sich der Strommarkt bewegt. Speicher sind nicht mehr Ergänzung am Rand, sondern Teil der Grundausstattung eines Systems, das Erzeugung und Verbrauch zeitlich auseinandergezogen hat. Wer Überschüsse nutzen und Knappheit dämpfen will, braucht Anlagen, die zwischen diesen Zuständen vermitteln. Solange solche Flexibilität langsamer wächst als volatile Erzeugung, bleiben extreme Preissignale kein Ausrutscher. Sie sind die wiederkehrende Reaktion eines Systems, dessen Regeln und Infrastruktur noch nicht zur eigenen Erzeugungsstruktur passen.
Mehr Informationen gibt es hier: https://www.eco-stor.de/foerderstedt