Negative Strompreise: Was sie für die PV-Rendite bedeuten

Warum wird Strom an der Börse negativ?

Negative Strompreise sind kein Anzeichen für eine Krise, sondern das Ergebnis eines grundlegenden Missverhältnisses: In den Mittagsstunden speisen immer mehr Photovoltaikanlagen Strom ein, während die Nachfrage deutlich dahinter zurückbleibt. Weil Strom bislang nur begrenzt speicherbar ist und das europäische Verbundnetz den Überschuss nicht vollständig absorbieren kann, fällt der Preis an der Börse unter null. Für Investoren in PV-Direktinvestments ist dieser Mechanismus deshalb relevant, weil er direkt bestimmt, in welchen Zeiträumen die eigene Anlage Erlöse erzielt und in welchen nicht.

Das Ausmaß lässt sich an den Daten der Bundesnetzagentur ablesen: Im Jahr 2025 traten negative Großhandelspreise in 573 von 8.760 Stunden auf, nach 457 Stunden im Vorjahr. Photovoltaikanlagen speisten 2025 insgesamt 74,1 TWh ein, nach 63,2 TWh im Jahr 2024. Die Entwicklung setzt sich fort: Bis Mai 2026 waren 242 Negativpreisstunden verzeichnet, etwa gleichauf mit dem Vorjahreszeitraum (248 Stunden).

Ein wichtiger Punkt für die Einordnung: Der Day-Ahead-Markt handelt seit Oktober 2025 in Viertelstunden statt in Stunden. Wenn im Folgenden von Negativstunden die Rede ist, sind daher die darunterliegenden Viertelstunden gemeint, in denen der Spotpreis negativ ist. Die Gesetzeslogik greift bereits in jeder einzelnen negativen Viertelstunde, nicht erst nach einer vollen Stunde.

Warum werden Anlagen trotz sinkender Preise nicht einfach abgeschaltet? Nach Analysen des Forschungszentrums für Energiewirtschaft (FfE) erhält ein großer Teil der installierten PV-Leistung noch eine Förderung nach dem älteren EEG, die unabhängig vom Auftreten negativer Preise gezahlt wird. Solange die Vergütung weiterläuft, fehlt der wirtschaftliche Anreiz zur Selbstabregelung. Genau hier setzt das Solarspitzengesetz an, das im nächsten Abschnitt behandelt wird.

Was regelt Paragraph 51 EEG seit dem Solarspitzengesetz?

Der zentrale Hebel ist § 51 EEG: Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null. Der anzulegende Wert ist der Preis, der für die eingespeiste Kilowattstunde als Bemessungsgrundlage der Marktprämie gilt. Sinkt er auf null, entfällt die Vergütung für genau diese Viertelstunde.

Zunächst zur Begriffsklärung, weil der Suchbegriff häufig missverstanden wird: Eine negative Einspeisevergütung gibt es nicht. Nach § 23 Abs. 3 EEG kann der Zahlungsanspruch keinen negativen Wert annehmen. Negativ wird nur der Markterlös an der Börse. Der Direktvermarkter reagiert darauf, indem er die Einspeisung in den negativen Viertelstunden abregelt, statt für den Anlagenbetreiber Vergütungsansprüche ins Minus laufen zu lassen.

• Anlagen unter 100 kW: § 51 Absatz 1 gilt nicht für Zeiträume vor dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wird.
• Anlagen unter 2 kW: Die Regelung greift erst für Zeiträume nach dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Bundesnetzagentur die Festlegung nach § 85 Absatz 2 Nummer 12 getroffen hat.
• Meldepflicht: Wird Strom in einem betroffenen Monat in der Ausfallvergütung veräußert, muss der Betreiber die Menge in den negativen Zeiträumen mitteilen; anderenfalls verringert sich der Anspruch um 5 Prozent pro betroffenem Kalendertag.

Für die typischen Projektgrößen im Bereich der von uns vermittelten Direktinvestments, also Freiflächen- und Gewerbeparks deutlich über 100 kW, gelten diese Ausnahmen nicht. Dort ist die Nullvergütung in jeder negativen Viertelstunde der Regelfall, und die Qualität der Vermarktungsstrategie entscheidet darüber, wie viel Ertrag daraus verloren geht.

Welche Regel gilt für bestehende PV-Anlagen?

Welche Fassung des § 51 EEG auf eine Anlage anzuwenden ist, entscheidet allein das Datum der Inbetriebnahme. Das ist deshalb wichtig, weil die alte Rechtslage die Auswirkungen deutlich begrenzter hielt: Nach der bis Ende 2022 geltenden Fassung entfiel die Vergütung nur, wenn der Spotpreis für mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden negativ war, die sogenannte 6-Stunden-Regel. Seit dem Solarspitzengesetz zählt dagegen bereits jede einzelne negative Viertelstunde.

Der freiwillige Wechsel älterer Anlagen verdient eine genaue Betrachtung: Der Bonus von 0,6 ct/kWh steht laut der Gesetzesbegründung den Betreibern zu, die freiwillig zu den neuen Regelungen wechseln und bisher keine verringerte Vergütung bei negativen Strompreisen hinnehmen mussten. Die pauschale Aussage, ältere Anlagen erhielten dafür einfach mehr Vergütung, greift zu kurz. Ob der Wechsel für eine konkrete Anlage vorteilhaft ist, hängt von ihrem Erzeugungsprofil und der Häufigkeit langer negativer Preisphasen ab.

Wie viel gibt die Verlängerung nach Paragraph 51a zurück?

§ 51a EEG gleicht verlorene Vergütungszeiten teilweise aus, mit Fokus auf das Wort "teilweise". Für Solaranlagen wird die Anzahl der Viertelstunden, um die sich der Vergütungszeitraum verlängern würde, mit dem Faktor 0,5 multipliziert und auf die nächste volle Viertelstunde aufgerundet. Das Ergebnis sind sogenannte Volllastviertelstunden, ein Zeitkontingent, das dem ursprünglichen Vergütungszeitraum nach dessen Ablauf angehängt wird. Wie lange die Verlängerung tatsächlich dauert, hängt vom Monat ab: Das Gesetz legt fest, wie vielen Volllastviertelstunden ein Verlängerungsmonat entspricht, im Juni 508, im Januar nur 87. Ein Kontingent wird in sonnenreichen Monaten also schneller aufgebraucht als im Winter.

Ein Rechenbeispiel mit offengelegten Annahmen macht den Teilausgleich greifbar. Angenommen, eine Anlage verliert über die 20-jährige Laufzeit kumuliert mehrere tausend Viertelstunden Vergütung, weil dort der Spotpreis negativ war. Mit dem Faktor 0,5 wird daraus etwa die Hälfte als angehängte Volllastviertelstunden vergütet, also zusätzliche Vergütungszeit erst nach Jahr 20. Diese Nachholung ist aus drei Gründen weniger wert als die verlorene Zeit: Erstens fließt sie erst nach Ablauf der regulären Laufzeit, also mit deutlich geringerem Barwert. Illustrativ: Bei einer Abzinsung mit 6 Prozent ist eine Kilowattstunde, die erst in Jahr 21 vergütet wird, heute nur noch rund 30 Prozent wert. Zweitens speist die Anlage in Jahr 21 mit degradierten Modulen weniger Strom ein. Drittens gilt § 51a nach den Übergangsbestimmungen des § 100 EEG nicht für alle Bestandsanlagen, sodass ältere Anlagen je nach Inbetriebnahmedatum ohne Ausgleich bleiben. § 51a ist damit ein Teilabgleich, kein voller Ersatz.

Wann zählt der Marktwert Solar und wann die Negativstunden?

Für die Rendite einer PV-Anlage in der Marktprämie zählen zwei Größen: der Marktwert Solar und die Negativstunden. Der Marktwert Solar ist der durchschnittliche Börsenpreis, gewichtet mit dem Erzeugungsprofil der Solaranlagen. Im Jahr 2025 lag der Jahresmarktwert Solar bei 4,508 ct/kWh, während der Durchschnittspreis über alle positiven Stunden des Jahres bei 8,932 ct/kWh lag. Die Differenz zeigt das Kernproblem: Weil Solaranlagen alle gleichzeitig zur Mittagszeit produzieren, erzielen sie systematisch unterdurchschnittliche Preise. Die Viertelstunden-Logik des Day-Ahead-Markts verschärft das, denn die Preisbildung greift inzwischen in jedem 15-Minuten-Intervall, in dem der Preis negativ ist. Für die Marktprämie bedeutet das: Der anzulegende Wert wird in genau diesen Viertelstunden auf null gesetzt, während er in allen übrigen Zeiten über den Marktwert Solar bestimmt wird.

Welche Negativstunden-Annahme ist in einer Projektrechnung realistisch?

Wer eine Projektrechnung prüft, sollte die Negativstunden-Annahme kritisch hinterfragen. Drei Punkte entscheiden, ob sie realistisch ist:

1. Der Zeithorizont

Die 573 Negativstunden des Jahres 2025 sind ein Ist-Wert, keine Obergrenze. Da der Zubau erneuerbarer Energien weitergeht, ist in den nächsten Jahren zunächst mit deutlich mehr Negativstunden zu rechnen als heute. Erst wenn der Ausbau der Batteriespeicher greift und Überschüsse aus den Mittagsstunden in großem Umfang aufnehmen kann, dürfte die Zahl der Negativstunden wieder zurückgehen und der Strompreis sich auf einem stabileren, weniger volatilen Niveau einpendeln.

2. Die Verteilung auf das Erzeugungsprofil

Nicht jede Negativstunde trifft eine Anlage gleich hart. Eine starre Südausrichtung produziert konzentriert zur Mittagszeit, also genau dann, wenn negative Preise am häufigsten auftreten. Ein breiteres Profil verschiebt Erzeugung in die Randstunden und reduziert den Anteil der Produktion, der in negative Viertelstunden fällt.

3. Der korrekte Ansatz des Teilausgleichs nach § 51a EEG

Die Rechnung sollte den Teilausgleich nur mit Faktor 0,5 und abgezinst berücksichtigen. Eine seriöse Kalkulation weist den Anteil der Erzeugung in negativen Viertelstunden als eigene Größe aus, statt ihn stillschweigend in der Preisannahme zu verstecken.

In den von Sunpeak Capital vermittelten Projekten wird die EEG-Vergütung für die nach Ablauf der 20 Jahre angehängten Zeiträume in der Wirtschaftlichkeitsrechnung vollständig außer Acht gelassen. Der Teilausgleich nach § 51a fließt damit nicht in die Renditeprognose ein und dient als zusätzlicher konservativer Puffer.

Wie kann die PV-Projektstruktur die Effekte von Negativpreisen abfedern?

Nicht jede PV-Anlage ist gleich stark von negativen Preisen betroffen. Agri-PV mit einachsig nachgeführten Trackern produziert beispielsweise bis zu 30 Prozent mehr Strom als eine fest montierte PV-Anlage, vor allem aber in den Morgen- und Abendstunden, in denen fest installierte Anlagen kaum liefern und die Preise höher sind. Das gleichmäßigere Einspeiseprofil verlagert Erzeugung aus der kritischen Mittagsspitze heraus und federt so Negativstunden ab, ohne sie vollständig zu vermeiden.

Einen ähnlichen Effekt in kleinerem Maßstab erzielen fest installierte Anlagen mit Ost-West-Ausrichtung. Sie können als die statische Variante des Trackers verstanden werden: Statt der Sonne zu folgen, verteilen sie die Module auf beide Himmelsrichtungen. Die Ostseite erzeugt vor allem am Vormittag, die Westseite am Nachmittag, wodurch die Mittagsspitze flacher ausfällt als bei einer reinen Südausrichtung. Der spezifische Ertrag pro installiertem Kilowatt Peak liegt zwar etwas unter dem einer optimal nach Süden ausgerichteten Anlage, dafür fällt ein geringerer Anteil der Erzeugung in die Stunden, in denen negative Preise am häufigsten auftreten.

Eine große Rolle spielen außerdem Batteriespeicher: Ein Grünstromspeicher ist direkt an die PV-Anlage gekoppelt: Er lädt den Solarstrom in negativen Viertelstunden zwischen und speist ihn erst in den Abendstunden ein, wenn die Preise wieder positiv sind. Weil der eingespeiste Strom nach dem Ausschließlichkeitsprinzip als Grünstrom aus der geförderten Anlage gilt, behält er die EEG-Förderung. Ein Graustromspeicher ist dagegen eine eigenständige Anlage ohne eigene Erzeugung: Er lebt vom Preisdelta zwischen Laden und Entladen sowie von Regelleistung, erhält für den gespeicherten Strom aber keine EEG-Förderung. Beide Ansätze mildern die Auswirkungen negativer Preise ab, keiner von beiden bietet vollständigen Schutz: Ein Grünstromspeicher begrenzt die Kapazität, und ein Graustromspeicher hängt an der Preisentwicklung des Arbitragehandels. Für den gemischten Betrieb von Speichern hat die Bundesnetzagentur am 1. Oktober 2026 die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) beschlossen.

Fazit

Negative Strompreise sind für PV-Investments kein Randphänomen mehr, sondern ein Kalkulationsfaktor mit steigender Bedeutung. Die wichtigsten Erkenntnisse: Welche Negativpreisregel gilt, entscheidet allein das Inbetriebnahmedatum, wobei neue Anlagen seit dem Solarspitzengesetz in jeder negativen Viertelstunde ohne Vergütung bleiben. Der Ausgleich nach § 51a EEG ist bewusst nur ein Teilabgleich, weil die angehängte Zeit erst nach Jahr 20 mit geringerem Barwert und degradierten Modulen vergütet wird. Das Anlagendesign von PV-Projekten kann die Auswirkungen abmildern, bietet aber keinen vollständigen Schutz. Entscheidend für die Rendite ist daher eine Projektrechnung, die den Anteil der Erzeugung in negativen Viertelstunden als eigene Größe ausweist und realistisch in die Zukunft fortschreibt. Wer ein Photovoltaik-Investment prüft, sollte deshalb die Projektrechnung mit Blick auf die Negativstunden-Annahme hinterfragen.

Häufig gestellte Fragen