Negative Strompreise: Was PV-Investoren 2026 wissen müssen

Was sind negative Strompreise?

Negative Strompreise entstehen an der Leipziger Strombörse (EPEX Spot), wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt. In diesen Phasen zahlen Erzeuger dafür, dass ihr Strom abgenommen wird. Das klingt paradox, ist aber eine direkte Folge der Art, wie unser Stromsystem funktioniert: Erzeugung und Verbrauch müssen jederzeit im Gleichgewicht sein.

Die typischen Auslöser sind sonnige Wochenenden oder Feiertage im Frühling und Sommer, an denen Photovoltaikanlagen hohe Leistungen einspeisen, während Industrie und Gewerbe wenig Strom abnehmen. Ebenso können windreiche Nächte im Herbst und Winter zu Überangeboten führen. Konventionelle Kraftwerke können in diesen Phasen häufig nicht kurzfristig heruntergefahren werden – sei es aus technischen Gründen, aufgrund von Lieferverträgen oder weil sie als systemrelevant eingestuft sind.

Für Investoren ist dabei entscheidend: Negative Strompreise treten zeitlich gehäuft genau dann auf, wenn Solaranlagen am meisten einspeisen – zwischen 10:00 und 16:00 Uhr. Das ist kein Zufall, sondern ein strukturelles Muster, das sich mit zunehmendem PV-Zubau weiter verstärken wird.

Negative Strompreise 2024 und 2025: Die Entwicklung in Zahlen

Die Dynamik ist eindeutig: Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen hat sich innerhalb weniger Jahre vervielfacht. Während es 2020 noch 298 Stunden waren, stieg der Wert 2024 auf 457 Stunden. Im Jahr 2025 wurde dieser Rekord bereits im August erreicht – bis Mitte Dezember lagen rund 575 Stunden im negativen Bereich.

Quellen: Bundesnetzagentur/SMARD, Energy-Charts (Fraunhofer ISE), FfE München, Enpal/Tibber, EPEX Spot

Besonders auffällig: Die Sommermonate sind zunehmend betroffen. Im Mai und Juni 2025 wurden jeweils über 130 Stunden mit negativen Preisen registriert – getrieben durch die hohe Solareinspeisung. Der Rekord-Negativpreis von –25 ct/kWh am 11. Mai 2025 um 13:00 Uhr fiel in eine Phase mit gleichzeitig hoher PV-Erzeugung und geringer Nachfrage.

§51 EEG und das Solarspitzengesetz: Was ändert sich für PV-Anlagen?

Am 25. Februar 2025 trat das sogenannte Solarspitzengesetz in Kraft. Die wichtigste Änderung: Der novellierte §51 EEG setzt die Einspeisevergütung für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen in Zeiträumen mit negativen Spotmarktpreisen vollständig auf Null. Die bisherige Karenzzeit – bis 2024 galten noch drei aufeinanderfolgende Stunden als Schwelle – wurde ersatzlos gestrichen.

Für Investoren in PV-Direktinvestments ist die praktische Auswirkung wie folgt: Jede Viertelstunde, in der der Börsenstrompreis unter Null fällt, bedeutet Null Vergütung – unabhängig davon, ob die Anlage einspeist. Da Freiflächenanlagen ab 100 kWp fernsteuerbar sein müssen, regelt der Direktvermarkter die Anlage in der Praxis herunter, um Strom nicht ohne Vergütung ins Netz einzuspeisen.

Warum PV-Parks heute nicht mehr ohne Speicher gebaut werden

Die Marktentwicklung hat eine klare Konsequenz: PV-Projekte, die 2026 in die Genehmigung gehen, werden nahezu ausnahmslos mit integriertem Batteriespeicher geplant. Das hat drei Gründe, die sich gegenseitig verstärken.

1. Wirtschaftlicher Schutz vor Erlösausfällen

Bei 575 negativen Stunden im Jahr 2025 und steigender Tendenz verliert eine reine PV-Anlage zunehmend Erlöspotenzial. Ein integrierter Co-Location-Speicher fängt den Überschussstrom in diesen Phasen auf und vermarktet ihn zu späteren Zeitpunkten, wenn die Preise positiv sind. Statt Nullvergütung kann der gespeicherte Strom beispielsweise in den Abendstunden verkauft werden, wenn die Nachfrage steigt und die PV-Einspeisung zurückgeht.

2. Zusätzliche Erlösströme durch den Speicher

Der Batteriespeicher erzielt eigene Erlöse – unabhängig von der PV-Erzeugung. Über Intraday-Handel und die Teilnahme an Regelenergiemärkten – also Primärregelleistung (PRL) und Sekundärregelleistung (SRL) – wird der Speicher über eine Multi-Market-Strategie vermarktet. Der durchschnittliche tägliche Spread am Day-Ahead-Markt lag 2025 bei rund 130 €/MWh – ein Wert, der für Arbitrage-Strategien hochattraktiv ist.

3. Genehmigungsrechtliche Vorteile

Netzbetreiber bewerten die Integration von Speichern positiv, da sie die Einspeiseflexibilität erhöhen und das Netz entlasten. Seit der Privilegierung von Batteriespeichern im Außenbereich (EnWG-Novelle November 2025) sind die planungsrechtlichen Hürden für Speicherprojekte gesunken. In der Praxis führt die Kombination PV+Speicher häufig zu schnelleren und reibungsloseren Genehmigungsverfahren.

Vom Erlösausfall zur Erlösquelle: Wie der Speicher arbeitet

Die wirtschaftliche Logik des integrierten Speichers wird am Preisprofil eines typischen Sommertags deutlich. Zur Mittagszeit, wenn der Börsenstrompreis häufig unter Null fällt, nimmt der Speicher den überschüssigen PV-Strom auf. In den Abend- und Nachtstunden – wenn die PV-Einspeisung wegfällt und die Nachfrage steigt – gibt er den Strom zu deutlich höheren Preisen ab.

Dieses Muster – günstig laden, teuer entladen – ist das Grundprinzip des Batteriegroßspeicher-Arbitragehandels. Im Kontext eines PV+Speicher-Investments ergeben sich zwei parallel laufende Erlösströme:

Der entscheidende Vorteil der Kombination: Die beiden Erlösströme korrelieren nicht miteinander. Während die PV-Erlöse wetterabhängig sind und unter dem Kannibalisierungseffekt leiden, basieren die Speicher-Erlöse auf Preisvolatilität – und genau die nimmt durch den wachsenden EE-Anteil weiter zu. Die Strompreisentwicklung der letzten Jahre bestätigt diesen Trend: Mehr erneuerbare Erzeugung führt zu höherer Volatilität und damit zu besseren Arbitrage-Möglichkeiten.

Worauf Investoren bei PV+Speicher-Projekten achten sollten

Die Integration eines Batteriespeichers macht ein PV-Investment robuster – stellt aber auch andere Anforderungen an die Due Diligence. Folgende Punkte sind bei der Bewertung eines Kombiprojekts relevant:

Die steuerliche Strukturierung verdient besondere Aufmerksamkeit: Da PV-Anlage und Batteriespeicher rechtlich zwei getrennte Wirtschaftsgüter darstellen, kann für beide jeweils ein eigener Investitionsabzugsbetrag (IAB) gebildet werden – vorausgesetzt, die Voraussetzungen des §7g EStG sind erfüllt. Ebenso ist die Sonderabschreibung auf beide Anlagegüter anwendbar. Bei zeitversetzter Inbetriebnahme können sich unterschiedliche IAB-Fristen ergeben, die mit der Steuerberatung abzustimmen sind.

Ausblick: Warum Volatilität eine Chance ist

Die zunehmende Zahl negativer Strompreise ist kein vorübergehendes Phänomen, sondern eine strukturelle Folge der Energiewende. Mit einem geplanten PV-Zubau auf 215 GW bis 2030 und einem EE-Anteil, der 2025 bereits bei 61 Prozent der Nettostromerzeugung lag, wird die Volatilität am Strommarkt weiter steigen.

Für Investoren, die diese Dynamik verstehen, liegt darin eine Chance: Jede Stunde mit negativen Strompreisen ist gleichzeitig eine Stunde, in der ein Batteriegroßspeicher (BESS) günstig oder sogar vergütet Strom einkauft. Der Netzentwicklungsplan sieht für 2037 eine installierte Speicherleistung von 32 GW vor – aktuell sind davon erst rund 2,4 GW realisiert. Auch die Diskussion um einen Kapazitätsmarkt in Deutschland könnte mittelfristig eine zusätzliche Erlösquelle für Speicher eröffnen.

Das Zusammenspiel von sinkenden Mittagspreisen durch PV-Einspeisung, steigender Volatilität und dem regulatorischen Druck des Solarspitzengesetzes macht deutlich: Ein PV-Investment ohne Speicher ist heute wirtschaftlich und genehmigungsrechtlich kaum noch darstellbar. Die Kombination aus stabilen PV-Erlösen über PPAs und Direktvermarktung auf der einen Seite und marktbasierter Speicherrendite auf der anderen Seite bildet die Grundlage für ein resilienteres Erlösmodell.

Häufig gestellte Fragen