Negative Strompreise entstehen, wenn mehr Strom angeboten wird, als zeitgleich verbraucht werden kann. 2025 war der Day-Ahead-Preis an der EPEX Spot in 573 Stunden negativ – ein Rekord und fast das Sechsfache des Werts von 2016. Für Betreiber von Wind- und PV-Anlagen hat das drastische Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit ihrer Anlagen: Nach § 51 EEG sinkt der anzulegende Wert in diesen Zeiträumen auf null, die Marktprämie entfällt. Für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, genügt dafür bereits eine einzige negative Viertelstunde.
Dieser Artikel erklärt, wie negative Strompreise entstehen, welche Regelung für welchen Anlagenjahrgang gilt und mit welchen fünf Hebeln Betreiber gegensteuern können.
Wie haben sich negative Strompreise entwickelt?
2025 wurden am Day-Ahead-Markt der EPEX Spot für das Marktgebiet Deutschland/Luxemburg 573 Stunden mit negativen Preisen gezählt – ein neuer Höchstwert. Zum Vergleich: 2016 waren es 97 Stunden, 2022 auf dem Höhepunkt der Energiekrise nur 69:
Negative Strompreise wurden bereits 2008 an der Strombörse EPEX zugelassen. Bereits damals zeichnete sich ab, dass auch Preise kleiner als 0 Euro pro Megawattstunde entstehen werden. In den folgenden Jahren traten negative Preise regelmäßig, aber nur in kleinen Mengen auf.
2020 sorgte der Corona-Lockdown für einen Einbruch der Nachfrage, 2021 und 2022 hob die Energiekrise das gesamte Preisniveau so weit an, dass negative Preise selten wurden. Erst ab 2023 setzt der Anstieg ein, der bis heute anhält. Der langfristige Trend zeigt nach oben, der Verlauf bleibt aber wetter- und preisniveauabhängig.
Was treibt die Entwicklung negativer Strompreise?
Der stärkste Einzeltreiber ist der Ausbau der Photovoltaik. Ende 2025 waren in Deutschland rund 117 GW PV-Leistung installiert, nach 16,4 GW Zubau allein im Jahr 2025:
Damit hat sich auch verschoben, welche Technologie in den Negativpreisstunden einspeist. Bis 2020 war Windkraft der dominierende Energieträger in diesen Stunden, seither steigt der PV-Anteil deutlich an.
* 2024 nur Januar bis September, dadurch PV-lastig verzerrt. Darstellung nach FfE (2024)
Die gleiche Verschiebung zeigt sich im Jahresverlauf. Negative Preise waren früher ein Winterphänomen aufgrund von Windüberschuss in verbrauchsschwachen Nächten und an Feiertagen. Heute liegt der Schwerpunkt aber im Frühjahr und Sommer:
2025 entfielen 234 der 573 Stunden auf den Frühling und 217 auf den Sommer. Auf den Winter entfielen nur noch 14 Stunden, im November und Dezember 2025 gab es überhaupt keine negativen Preise mehr. Für PV-Betreiber zeigt die Entwicklung eine drastische Folge: Die negativen Preise konzentrieren sich inzwischen genau dort, wo ihre Anlagen den meisten Strom produzieren.
Wie entstehen negative Strompreise?
Negative Preise sind kein Fehler im Marktdesign, sondern dessen logische Folge: Wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt und die Erzeugung nicht schnell genug zurückgefahren werden kann, muss der Preis so weit fallen, bis jemand bereit ist, den überschüssigen Strom abzunehmen. Vier Mechanismen wirken dabei zusammen.
Eine Förderung ohne Marktsignal
Die EEG-Förderung sichert einen Mindestpreis unabhängig vom Börsenpreis. Wo dieser Mechanismus ungebremst greift, lohnt sich die Einspeisung auch dann, wenn am Markt bereits ein Überangebot herrscht. Genau hier setzt § 51 EEG an – allerdings längst nicht bei allen Anlagen. Nach Auswertung der FfE erhielten Ende 2025 noch rund 81,3 GW PV-Leistung und 46,6 GW Windleistung eine feste Einspeisevergütung oder eine Marktprämie ohne Einschränkung durch die Stundenregel. Absolut ist diese Leistung gegenüber dem Vorjahr sogar gestiegen, von 120 auf 128 GW.
Ein Strommarkt, der auf Verbrauch ausgelegt ist
Der Strommarkt ist historisch auf steuerbare Erzeugung und prognostizierbaren Verbrauch ausgelegt. Wind und Sonne richten sich nicht nach dem Lastprofil. Erzeugung und Verbrauch laufen dadurch regelmäßig auseinander – viel Erzeugung bei geringer Nachfrage und umgekehrt. Mit jedem zusätzlichen Gigawatt Wind- und PV-Leistung verschärft sich dieser Effekt, solange Flexibilität auf der Nachfrageseite nicht im gleichen Tempo entsteht.
Trägheit konventioneller Kraftwerke
Kohle- und Gaskraftwerke erfüllen weiterhin Funktionen im System, unter anderem bei der Bereitstellung von Regelleistung. Gerade Kohlekraftwerke lassen sich technisch und wirtschaftlich nicht sinnvoll für einzelne Stunden herunter- und wieder hochfahren. Sie erzeugen deshalb auch dann Strom, wenn der Bedarf rechnerisch vollständig erneuerbar gedeckt werden könnte. Bis 2019 waren sie laut Bericht der Bundesnetzagentur zur Mindesterzeugung der Haupttreiber negativer Preise.
Zubau nicht steuerbarer PV-Anlagen
Fernsteuerbar sein müssen PV-Anlagen erst ab 100 kWp. Darunter liegende Anlagen speisen ein, unabhängig davon, was der Preis gerade signalisiert. Ihre Erzeugung lässt sich vom Direktvermarkter nicht reduzieren. Da genau dieses Segment über Jahre stark gewachsen ist, summiert sich eine erhebliche Leistung, die auf Preissignale nicht reagieren kann.
Für Direktvermarkter, die zugleich Bilanzkreisverantwortliche sind, entsteht daraus ein konkretes Problem: Der Strom landet im Bilanzkreis und muss vermarktet werden, notfalls zu negativen Preisen. Verschärfend wirkt, dass PV-Anlagen ihr Erzeugungsmaximum nahezu zeitgleich erreichen – und das häufig bei niedrigem Verbrauch. In kleinerem Umfang zählen auch ältere Windenergieanlagen zu den faktisch nicht regelbaren Anlagen.
Wie wirken sich negative Strompreise auf Betreiber aus?
Ab wann entfällt die EEG-Vergütung?
Die zentrale Norm ist § 51 EEG 2023: In Zeiträumen mit negativem Spotmarktpreis verringert sich der anzulegende Wert auf null. Damit entfällt die Marktprämie für diesen Zeitraum vollständig.
Welche Schwelle dabei gilt, hängt am Inbetriebnahmedatum:
Die Verschärfung für den jüngsten Jahrgang stammt aus dem Solarspitzengesetz, das am 25. Februar 2025 in Kraft trat. Zwei Punkte daran sind für die Praxis entscheidend: Die Leistungsschwelle ist von 400 kWp auf 2 kWp gefallen, und der Puffer aus mehreren aufeinanderfolgenden Stunden ist ersatzlos entfallen. Anlagen, die vor dem 25.02.2025 einen Zuschlag in einer Ausschreibung erhalten haben, bleiben in der Staffelregelung, auch wenn sie später in Betrieb gegangen sind.
Verstärkt wird das durch eine Marktänderung: Seit dem 1. Oktober 2025 werden die Day-Ahead-Preise in Viertelstundenprodukten gebildet. Für Anlagen unter der neuen Regelung kann damit bereits ein kurzer Preisdip von 15 Minuten einen Vergütungsausfall auslösen.
Wie viel Zeit tatsächlich betroffen ist, zeigt der Blick auf die Länge der Negativpreisphasen. Kurze Einzelstunden sind die Ausnahme, lange zusammenhängende Blöcke die Regel:
2024 fielen 426 der 457 negativen Stunden in Blöcke von drei oder mehr aufeinanderfolgenden Stunden – über 93 Prozent. Für Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2024 bedeutete das: praktisch jede negative Stunde des Jahres war zugleich eine Stunde ohne Vergütungsanspruch.
Werden die Ausfallzeiten kompensiert?
Teilweise. Nach § 51a EEG verlängert sich der Förderzeitraum um die Zeiten, in denen der anzulegende Wert auf null gesunken ist. Das Solarspitzengesetz hat die frühere pauschale Verlängerung allerdings durch ein Zeitkontingent-Modell ersetzt, das sich an der durchschnittlichen monatlichen Ertragsverteilung orientiert. Bei PV-Anlagen wird die Zahl der negativen Viertelstunden mit dem Faktor 0,5 gewichtet.
Praktisch heißt das: Vier ausgefallene Viertelstunden führen zu zwei nachgeholten. Die Kompensation erfolgt zudem erst nach Ablauf des regulären 20-jährigen Förderzeitraums, also mit erheblichem zeitlichem Abstand und meist in den für PV-Anlagen unattraktiven Zeiträumen zu Beginn des Jahres.
Zahlen Anlagenbetreiber, wenn der Strompreis negativ ist?
Ja. Bei negativem Preis erhält der Käufer an der Börse zusätzlich zum Strom den ausgewiesenen Betrag pro MWh – der Verkäufer zahlt ihn. Ob und in welcher Höhe dieser Betrag beim Betreiber ankommt, hängt am Direktvermarktungsvertrag. Manche Verträge reichen den negativen Spotpreis vollständig durch, andere sehen eine Mindestvergütung oder die Auszahlung des Monats- beziehungsweise Jahresmarktwerts vor.
In Konstellationen, wo gleichzeitig eine Redispatch-Maßnahme stattfindet, kann es sogar zu einer doppelten Rechnung für Betreiber führen.
Was bedeutet das wirtschaftlich?
Der aussagekräftigste Indikator ist der Marktwert Solar – der erzeugungsgewichtete durchschnittliche Spotmarktpreis für Solarstrom, veröffentlicht von den Übertragungsnetzbetreibern auf netztransparenz.de.
2025 fiel der Jahresmarktwert Solar auf 4,508 ct/kWh, während der durchschnittliche Börsenstrompreis auf 8,932 ct/kWh stieg. Solarstrom war im Jahresmittel damit nur noch etwa halb so viel wert wie der Börsendurchschnitt. Dieser Effekt – oft als Kannibalisierung bezeichnet – wirkt unabhängig von § 51 und trifft auch Anlagen, die von der Nullvergütung gar nicht erfasst sind.
Was können Anlagenbetreiber gegen negative Strompreise tun?
Die Ursachen sind vielfältig, die Gegenmittel entsprechend auch. Einige liegen in der Hand der Betreiber, andere bei Markt und Gesetzgeber.
1. Erlöse transparent machen
Der erste Schritt ist unspektakulär, aber folgenreich: zu wissen, was tatsächlich passiert. Viele Betreiber erkennen Erlösausfälle durch negative Preise erst in der Jahresabrechnung – und dann oft nicht als solche, weil sie in Sammelpositionen untergehen.
Ein systematisches Erlösmonitoring macht Vergütungsausfälle, negative Spoterlöse und deren Entwicklung sichtbar und prüfbar. Das ist nicht nur eine Frage der Kontrolle: Banken und Investoren verlangen zunehmend Wirtschaftlichkeitsrechnungen, in denen negative Strompreise explizit berücksichtigt sind, bevor sie neue Anlagen finanzieren.
2. Speicher intelligent betreiben
Speicher sind der naheliegende Hebel – aber nur, wenn sie richtig gefahren werden. Betreiber, die bereits Speicher einsetzen, berichten von einem typischen Fehler: Der Speicher ist bereits voll, bevor die Preise ihren Tiefpunkt erreichen, und kann den Vergütungsausfall in der Mittagsspitze deshalb nicht mehr auffangen.
Eine preisorientierte Ladestrategie, die den Speicher erst zur Mittagszeit füllt statt in den ersten Sonnenstunden, verändert das Ergebnis erheblich. Die Voraussetzung dafür ist eine Steuerung, die Day-Ahead-Preise kennt und darauf reagiert – nicht nur ein Eigenverbrauchsoptimierer.
3. Vermarktung diversifizieren
Der Verkauf über die Strombörse ist nicht der einzige Weg. Im Rahmen eines Power Purchase Agreements lässt sich Strom zu festen Preisen direkt an Abnehmer verkaufen – bei Dachanlagen etwa als On-site-PPA an die Mieter des Gebäudes, bei Freiflächen- und Windanlagen zunehmend auch über Direktleitungen.
Über ein Off-site-PPA lässt sich Strom an Abnehmer in ganz Deutschland verkaufen, in der Regel als Vollabnahme. Der Betreiber erhält damit einen positiven Festpreis, unabhängig vom Börsengeschehen. Der Preis dafür ist der Verzicht auf Hochpreisphasen – die Entscheidung ist also eine Abwägung zwischen Planbarkeit und Chance, keine reine Absicherung.
4. Direktvermarktungsverträge nachverhandeln
Bei der Wahl des Direktvermarkters lohnt der Blick ins Kleingedruckte. Verträge können Klauseln enthalten, nach denen der Direktvermarkter auch bei negativen Preisen und entfallender Marktprämie eine Mindestvergütung zahlt. Ebenso relevant: Wer trägt die negativen Spoterlöse, und wird der Monatsmarktwert auch dann ausgezahlt, wenn kein Anspruch auf Marktprämie besteht?
Die Marktpraxis verschiebt sich hier gerade. Verträge, die früher den Marktwert unabhängig vom Vergütungsanspruch durchgereicht haben, stellen zunehmend auf den tatsächlichen Spotpreis um.
5. Rahmenbedingungen mitgestalten
Ein Teil der Lösung liegt außerhalb der einzelnen Anlage. Solange konventionelle Kraftwerke in Überschusssituationen weiterlaufen und Flexibilität auf der Nachfrageseite fehlt, bleibt der strukturelle Überschuss bestehen. Verbände und Branchenvertretungen sind der Weg, um darauf Einfluss zu nehmen.
Ausblick
Die Zahl der negativen Stunden dürfte mittelfristig weiter steigen, weil der Ausbau der erneuerbaren Energien schneller voranschreitet als der Aufbau von Flexibilität.
Der regulatorische Trend geht daher eindeutig in Richtung vollständiger Marktintegration von Wind- und PV-Anlagen. Die Schwellen des § 51 sind von sechs Stunden auf eine Viertelstunde gefallen, die Leistungsgrenze von 500 kW auf 2 kWp. Das Geschäftsmodell der ungesteuerten Volleinspeisung verliert damit Schritt für Schritt seine Grundlage. Wer heute investiert, sollte Erlösausfälle durch negative Preise nicht als Randrisiko kalkulieren, sondern als festen Bestandteil des Betriebsmodells.
Negative Strompreise: mit node.energy sind Anlagenbetreiber vorbereitet
Mit der Software-Plattform opti.node erhalten Betreiber die Transparenz, die sie für Entscheidungen in einem volatilen Markt brauchen. Erlösausfälle durch negative Preise werden sichtbar, Abrechnungen prüfbar und Direktlieferungen sowie On-site-PPAs lassen sich als Geschäftsmodelle abseits der Marktprämie effizient und profitabel umsetzen.
Erlösmonitoring für Wind- und Solarparks
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