Auf einen Blick
Negative Strompreise und Solarspitzengesetz: Was das für Ihr PV-Investment bedeutet
Negative Strompreise treten in Deutschland immer häufiger auf – getrieben durch den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien. Für Investoren in Freiflächen-Photovoltaik verändert diese Entwicklung die Erlösrechnung grundlegend. Das Solarspitzengesetz hat die Vergütungsregeln verschärft – und macht den integrierten Batteriespeicher zur wirtschaftlichen Notwendigkeit.
Was sind negative Strompreise?
Negative Strompreise entstehen an der 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 das 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. Konventionelle Kraftwerke können in diesen Phasen häufig nicht kurzfristig heruntergefahren werden – aus technischen Gründen, aufgrund von Lieferverträgen oder weil sie als systemrelevant eingestuft sind.
Wie negative Strompreise entstehen
Die Entwicklung in Zahlen
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 wurden rund 575 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen registriert – ein neuer Rekord, getrieben vor allem durch die Sommermonate Mai und Juni.
| Jahr | Neg. Stunden (Day-Ahead) | Betroffene Tage | Rekord-Negativpreis |
|---|---|---|---|
| 2020 | 298 | 51 | –8,3 ct/kWh |
| 2021 | 139 | 24 | –5,0 ct/kWh |
| 2022 | 69 | 13 | –3,6 ct/kWh |
| 2023 | 301 | 46 | –50,0 ct/kWh |
| 2024 | 457 | 89 | –13,5 ct/kWh |
| 2025 | ~575 | >100 | –25,0 ct/kWh |
Quellen: Bundesnetzagentur/SMARD, Energy-Charts (Fraunhofer ISE), FfE München, EPEX Spot
Solarspitzengesetz und §51 EEG: Was sich für PV-Anlagen ändert
Am 25. Februar 2025 trat das Solarspitzengesetz in Kraft. Es hat §51 EEG grundlegend verschärft: Die Einspeisevergütung für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen entfällt nun ab der ersten Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis. Die bisherige Karenzzeit – bis 2024 galten noch drei aufeinanderfolgende Stunden als Schwelle – wurde ersatzlos gestrichen.
Verschärfung der Vergütungsregeln bei negativen Preisen
Für Investoren in PV-Direktinvestments bedeutet das: Jede Viertelstunde, in der der Börsenstrompreis unter Null fällt, bedeutet keine Vergütung. 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 werden heute nahezu ausnahmslos mit integriertem Batteriespeicher geplant. Das hat drei Gründe, die sich gegenseitig verstärken.
1. Wirtschaftlicher Schutz vor Erlösausfällen
Bei steigenden negativen Preisstunden verliert eine reine PV-Anlage zunehmend Erlöspotenzial. Ein integrierter Co-Location-Speicher – auch als Grünspeicher bezeichnet – fängt den Überschussstrom in diesen Phasen auf und vermarktet ihn zu späteren Zeitpunkten, wenn die Preise positiv sind.
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.
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 sind die planungsrechtlichen Hürden zusätzlich gesunken. Die Kombination PV+Speicher führt in der Praxis 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 unter Null fällt, nimmt der Speicher den überschüssigen PV-Strom auf. In den Abend- und Nachtstunden gibt er den Strom zu deutlich höheren Preisen ab.
Tagesablauf: PV+Speicher an einem Sommertag
📊 PV-Erlöse
- Direktvermarktung in positiven Preisstunden
- Langfristige PPAs mit mittelständischen Abnehmern
- Abregelung bei negativen Preisen (§51 EEG)
- EEG-Kompensation über verlängerten Förderzeitraum
🔋 Speicher-Erlöse
- Arbitrage: Laden bei niedrigen, Entladen bei hohen Preisen
- Primär- und Sekundärregelleistung
- Multi-Market-Optimierung durch professionelles Trading
- Netzentgeltbefreiung bei Inbetriebnahme bis 2028
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.
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.
5 Prüfpunkte für PV+Speicher-Investments
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.
Ausblick: Warum Volatilität eine Chance ist
Die zunehmende Zahl negativer Strompreise ist kein vorübergehendes Phänomen, sondern eine strukturelle Folge der Energiewende. Mit dem geplanten weiteren PV-Zubau und einem EE-Anteil, der 2025 bereits bei rund 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.
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 und marktbasierter Speicherrendite bildet die Grundlage für eine deutlich verbesserte Solarpark-Rendite.
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Negative Strompreise sind strukturell – der Speicher macht sie beherrschbar
Wer heute in Freiflächen-Photovoltaik investiert, sollte negative Strompreise und das Solarspitzengesetz nicht als Risikofaktor, sondern als Gestaltungsaufgabe verstehen.
Häufige Fragen
Negative Strompreise entstehen an der Strombörse, wenn das Stromangebot die Nachfrage übersteigt. Erzeuger zahlen dann dafür, dass ihr Strom abgenommen wird. Hauptursache ist die wachsende Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen bei gleichzeitig geringer Last – typischerweise an sonnigen Wochenenden oder windreichen Nächten.
Das Solarspitzengesetz (in Kraft seit 25. Februar 2025) hat §51 EEG verschärft: Für neue EE-Anlagen entfällt die Einspeisevergütung ab der ersten Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis – die frühere Karenzzeit von drei Stunden wurde gestrichen. Über §51a EEG wird der Förderzeitraum um die entsprechenden Ausfallzeiten verlängert.
Für PV-Anlagen ohne Speicher bedeuten negative Preise direkte Erlösausfälle, da in diesen Zeiträumen keine Vergütung gezahlt wird. Zudem drückt der zunehmende PV-Zubau die Marktwerte für Solarstrom – der sogenannte Kannibalisierungseffekt. Projekte mit integriertem Speicher können den Strom zwischenspeichern und zu besseren Preisen vermarkten.
Drei Faktoren: Wirtschaftlicher Schutz vor Erlösausfällen bei negativen Preisen, zusätzliche Erlösquellen durch Arbitrage und Regelenergie, sowie genehmigungsrechtliche Vorteile, da die Integration von Speichern die Einspeiseflexibilität erhöht und von Netzbetreibern positiv bewertet wird.
Der Kannibalisierungseffekt beschreibt, dass ein wachsender PV-Zubau die Strompreise genau in jenen Stunden drückt, in denen Solaranlagen einspeisen – typischerweise um die Mittagszeit. Der Marktwert Solar sinkt dadurch stärker als der allgemeine Börsenstrompreis.
Grundsätzlich ja – der Batteriespeicher ist ein eigenständiges Wirtschaftsgut, für das ein separater IAB gebildet werden kann. Die Sonderabschreibung nach §7g EStG ist ebenfalls anwendbar. Da PV-Anlage und Speicher unterschiedliche Inbetriebnahmezeitpunkte haben können, empfiehlt sich eine individuelle steuerliche Beratung.
Quellen und weiterführende Informationen
- [1] Bundesnetzagentur/SMARD – Daten zum Strommarkt 2024/2025
- [2] Energy-Charts, Fraunhofer ISE – Day-Ahead-Auktionsergebnisse EPEX Spot
- [3] FfE München – Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot im Jahr 2025
- [4] E-Bridge – Prognose negative Strompreise bis 2030/2035
- [5] Grant Thornton – Wirtschaftliche Auswirkungen des Solarspitzengesetzes
- [6] Solarspitzengesetz (BGBl. 2025 I Nr. 51) – §§51, 51a EEG, in Kraft seit 25.02.2025
- [7] BHKW-Infozentrum – Statistiken zu negativen Stundenpreisen
- [8] Bundesnetzagentur – Netzentwicklungsplan 2037: Speicherziel 32 GW
