Negative Strompreise: Was sie für die PV-Vergütung bedeuten
09.10.2026
Negative Börsenpreise können bei betroffenen Anlagen den anzulegenden Wert zeitweise auf null senken. Welche Folgen das für die Rendite hat, hängt vor allem von Inbetriebnahmedatum, Anlagengröße, Messsystem und Einspeiseprofil ab; für Solaranlagen sieht das EEG unter bestimmten Voraussetzungen einen verlängerten Vergütungszeitraum vor.
Was eine negative Preisstunde für die Einspeisung heißt
Ein negativer Spotmarktpreis ist ein Signal aus dem Großhandelsmarkt – nicht automatisch ein negativer Haushaltsstrompreis und auch nicht für sich allein eine Rechnung an den PV-Betreiber. Für Anlagen, auf die § 51 EEG anwendbar ist, wird in den betreffenden Zeiträumen jedoch der anzulegende Wert auf null abgesenkt. Damit entfällt für die betroffene eingespeiste Strommenge die darauf beruhende EEG-Zahlung beziehungsweise Marktprämie; der übrige Strom des Jahres wird nicht pauschal neu bewertet. Die Größenordnung ist kein rein theoretisches Randthema: Für 2025 zählte die Bundesnetzagentur 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen, nach 457 Stunden 2024. Diese Jahreswerte sagen allerdings nicht, wie viele davon mit der konkreten PV-Erzeugung zusammenfielen. Für eine Renditeprüfung zählt genau diese zeitliche Überschneidung.
Warum Einspeiseprofil und Eigenverbrauch entscheidend sind
Die entscheidende Größe ist nicht allein die Zahl negativer Stunden, sondern wie viel die Anlage in diesen Zeitfenstern tatsächlich ins Netz gibt. Eine PV-Anlage erzeugt typischerweise am hellen Tag; fallen negative Börsenpreise in sonnige Stunden, kann mehr Export betroffen sein als bei einer Anlage, deren Erzeugung überwiegend außerhalb dieser Zeitfenster liegt. Das ist eine Profilfrage, keine allgemeine Prognose für jede Anlage. Vereinfachtes Rechenbeispiel: Angenommen, eine Anlage, für die § 51 gilt, speist während eines negativen Preisintervalls 6 kWh ein. Bei einem angenommenen anzulegenden Wert von 8 Cent/kWh entspräche das 48 Cent nicht erzieltem EEG-Erlös für diese Menge. Das Beispiel isoliert nur den Vergütungsanteil: Eigenverbrauch, Marktprämienabrechnung, Speicherverluste, Betriebskosten und die übrigen Jahresstunden sind nicht eingerechnet. Es ist deshalb weder eine Renditeprognose noch ein pauschaler Verlust je Negativpreisstunde.
Anlagendatum und Messsystem vor der Rechnung klären
Vor jeder Hochrechnung gehört die Anlage in die richtige gesetzliche Gruppe. Für bestimmte Anlagen unter 100 kW nimmt § 51 die Minderung bis zum Ende des Kalenderjahres aus, in dem das intelligente Messsystem eingebaut wird. Außerdem unterscheidet das EEG nach Inbetriebnahmedatum: Für Anlagen, die nach 2022 und vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb gingen, gelten die älteren Fassungen von § 51 und § 51a Absatz 1; die besondere Solaranlagen-Berechnung nach § 51a Absatz 2 greift für diese Gruppe nicht. Auch bei älteren Anlagen mit bislang keiner Minderung enthält § 100 Absatz 47 eine Option, die Regeln unter Voraussetzungen per Erklärung an den Netzbetreiber anzuwenden; der anzulegende Wert steigt nach Wirksamwerden um 0,6 Cent/kWh. Das ist keine automatische Verbesserung: Ein Betreiber sollte die Erklärung, Messausstattung und maßgebliche Rechtsfassung mit Netzbetreiber oder Fachberatung prüfen, bevor er die Werte in eine Wirtschaftlichkeitsrechnung übernimmt.
Vergütungszeitraum statt sofortiger Ausgleich
Das EEG gleicht die Minderung nicht einfach durch eine Auszahlung im selben Monat aus. § 51a verlängert für betroffene Anlagen den Vergütungszeitraum um erfasste Viertelstunden; bei Solaranlagen wird das Kontingent mit dem Faktor 0,5 umgerechnet und in Volllastviertelstunden als Zeitgutschrift behandelt. Die Verlängerung kann sich dadurch über spätere Monate erstrecken. Die Berechnung ist an den gesetzlichen Zählregeln und der jeweiligen EEG-Fassung festzumachen, nicht durch die bloße Multiplikation aller negativen Marktstunden mit einer Jahresvergütung. Für die Rendite zählt daher der Barwert: Einnahmen, die erst nach dem ursprünglich erwarteten Förderende anfallen, sind wirtschaftlich nicht gleichwertig mit heutigen Erlösen. Die Zeitverlängerung kann die Einbuße teilweise abfedern, macht sie aber nicht automatisch wertneutral.
Praktische Prüfung in vier Schritten
1. Inbetriebnahmedatum und EEG-Zuordnung dokumentieren; die Übergangsregeln können die Berechnung ändern. 2. Leistungsklasse, Einbaujahr des intelligenten Messsystems und Einspeiseart aus Unterlagen beziehungsweise Abrechnung abgleichen. 3. Viertelstunden- oder Stundenwerte der Börsenpreise mit dem eigenen Einspeiseprofil abgleichen und nur die betroffene Netzeinspeisung bewerten. 4. Die vergütungsfreie Menge und eine mögliche spätere Zeitverlängerung getrennt ausweisen und mit einer Basisrechnung ohne negative Preisereignisse vergleichen. Eine belastbare Renditezahl braucht also Anlagen- und Abrechnungsdaten. Die Bundesnetzagentur-Jahresstatistik ist ein Kontextindikator, kein Ersatz für das individuelle Einspeiseprofil. Insbesondere die genaue Definition des negativen Preiszeitraums und die Übergangsvorschriften müssen zur konkreten Anlagenfassung passen.