Negative Strompreise 2026: Wie oft sie auftreten und was sie PV-Investoren kosten
2025 lag der Börsenpreis in 573 Stunden unter null. Wie oft negative Strompreise auftreten, wann genau — und warum für die Erlösrechnung nicht die Börsenzahl zählt, sondern die Zählung der Übertragungsnetzbetreiber.
Die kurze Antwort
Negative Strompreise sind ein Zeichen für ein Überangebot an Strom und stehen für einen tiefgreifenden Wandel im Energiesystem — ein Phänomen, das mit der Energiewende und dem Ausbau von Wind und Solarenergie entstanden ist. Sie entstehen, wenn ein hohes und wenig flexibles Angebot auf eine niedrige Nachfrage trifft, typischerweise an sonnigen oder windreichen Wochenenden und Feiertagen. Für Photovoltaikanlagen greift § 51 EEG: Für Zeiträume mit negativem Spotmarktpreis verringert sich der anzulegende Wert auf null. Welche Anlagen betroffen sind und ab welcher Dauer, hängt vom Datum der Inbetriebnahme ab — es gelten fünf Regime parallel. Einen Ausgleich über die Verlängerung des Vergütungszeitraums nach § 51a EEG erhält längst nicht jede Anlage.
Negative Strompreise sind für Betreiber von Photovoltaikanlagen längst kein Randphänomen mehr. 2025 lag der Börsenpreis an der Strombörse in 573 Stunden unter null — 2023 waren es 301. Diese Negativpreisstunden sind kein Ausreißer, sondern ein Muster. In diesen Zeiträumen entfällt für einen großen Teil der Anlagen der Vergütungsanspruch vollständig.
Der Beitrag richtet sich an Betreiber, Investoren und Berater im Bereich Photovoltaik. Er beantwortet drei Fragen mit belegten Zahlen: Wie häufig treten negative Strompreise 2026 in Deutschland tatsächlich auf, wann genau im Tagesverlauf, und was folgt daraus für die Erlösrechnung einer gewerblichen Anlage oder eines Solarparks. Alle Werte stammen aus SMARD, der Bundesnetzagentur, den Übertragungsnetzbetreibern und dem Gesetzestext, jeweils mit Stand-Datum.
Zwei Hinweise vorweg. Erstens: Negative Strompreise beeinflussen zunehmend die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen und stellen Betreiber vor neue Herausforderungen — sie sind kein Störgeräusch, sondern ein Kostenfaktor in der Kalkulation. Zweitens: Es kursieren zwei unterschiedliche Zahlenreihen zu negativen Strompreisen, und sie messen nicht dasselbe. Wer sie vermischt, rechnet falsch. Den Rechtsrahmen im Detail behandeln wir im Beitrag zum Solarspitzengesetz und § 51a EEG.
Wie negative Strompreise entstehen
Der Mechanismus am Strommarkt
Am Day-Ahead-Markt der Strombörse wird der Preis für jede Lieferperiode des Folgetags durch Angebot und Nachfrage gebildet. Gehandelt wird über die Stromhandelsplattform EPEX SPOT im europäischen Marktverbund. Fällt viel Strom aus Wind und Solarenergie an, während gleichzeitig wenig Strom verbraucht wird, kann der Börsenpreis an der Strombörse unter null rutschen. Der Strompreis am Großhandelsmarkt bildet dann ab, dass mehr Strom im Netz ist, als das Stromsystem in diesem Moment gebrauchen kann.
Die Bundesnetzagentur beschreibt den Mechanismus auf ihrem Marktdatenportal SMARD so: Negative Preise treten auf, wenn ein hohes und unflexibles Angebot auf eine niedrige Nachfrage trifft. Das könne beispielsweise an Wochenenden im Sommer oder an Feiertagen vermehrt vorkommen.
Warum das Angebot unflexibel ist
Entscheidend ist das Wort unflexibel. Konventionelle Kraftwerke haben technische Mindestlasten und lassen sich nicht kurzfristig abschalten; das An- und Abfahren verursacht Kosten, die sich in wenigen Einsatzstunden refinanzieren müssen. Für diese Anbieter ist es wirtschaftlich rational, im Großhandel für die Abnahme zu bezahlen, statt die Erzeugung zu unterbrechen.
Hinzu kommt der Ausbau von Photovoltaik- und Windkraftanlagen, der Leistungsspitzen im Stromnetz erzeugt. Je mehr Strom aus erneuerbaren Quellen zeitgleich ins Netz drängt, desto häufiger entstehen Negativpreise an der Börse. Und Anlagen mit einer Förderung, die unabhängig vom Börsenpreis fließt, hatten historisch keinen Anreiz zur Drosselung — genau hier setzt § 51 EEG an. Das ist der eigentliche Zweck der Norm: Sie soll die Steuerung der Einspeisung an das Preissignal koppeln.
Wie oft es negative Strompreise gibt: die Zahlen
Die Zahl der Negativpreisstunden in Deutschland hat in den vergangenen Jahren deutlich zugenommen. Die Entwicklung lässt sich an den amtlichen Zahlen gut nachvollziehen.
| Jahr | Stunden mit negativem Preis | Anteil am Jahr |
|---|---|---|
| 2023 | 301 von 8.760 | 3,4 % |
| 2024 | 457 von 8.784 | 5,2 % |
| 2025 | 573 von 8.760 | 6,5 % |
Zeitreihenbruch seit Oktober 2025
Für 2026 liegen bislang nur Quartalswerte vor, und sie sind mit den Vorjahren nicht direkt vergleichbar. Seit Oktober 2025 werden alle Produkte am Day-Ahead-Markt in viertelstündlichen Einheiten gehandelt, und SMARD hat die Datenbasis entsprechend umgestellt. Das Marktdatenportal weist deshalb selbst darauf hin, dass diese Umstellung beim Vergleich mit früheren Quartals- und Jahresartikeln bedacht werden muss.
Für 2026 gilt danach: 172 negative Viertelstunden im ersten Quartal, 1.006 im zweiten. Im zweiten Quartal 2025 waren es 1.380 gewesen.
Die Extremwerte
Der tiefste Strompreis an der Börse lag 2023 bei minus 500,00 Euro je Megawattstunde, 2024 bei minus 135,45 Euro, 2025 bei minus 250,32 Euro. Im zweiten Quartal 2026 wurde erneut minus 500,00 Euro je Megawattstunde erreicht — das entspricht minus 50 Cent pro Kilowattstunde. In derselben Zeitspanne lag der Höchstwert bei 747,10 Euro je Megawattstunde, also rund 75 Cent pro Kilowattstunde. Die Spannweite an einem einzigen Markt beträgt damit über 1.200 Euro je Megawattstunde oder 1,20 Euro pro Kilowattstunde — ein Ausschlag, den es in dieser Form vor dem Ausbau der Erneuerbaren nicht gab.
Zwei Zählweisen, zwei Zahlen — und warum das wichtig ist
An dieser Stelle unterscheidet sich dieser Beitrag von den meisten Darstellungen. Es gibt nicht die eine Zahl negativer Stunden, sondern zwei amtliche Reihen mit unterschiedlicher Bedeutung.
- Die Börsenzählung von SMARD und Bundesnetzagentur erfasst jede Stunde, in der der Day-Ahead-Preis unter null lag. Sie beantwortet die Frage: Wie oft war Strom an der Börse negativ bepreist? Das ist die Zahl, die in Medienberichten über Strompreisstunden üblicherweise steht.
- Die EEG-Zählung der vier Übertragungsnetzbetreiber nach § 51a Absatz 4 EEG erfasst die Zeiträume, in denen sich der anzulegende Wert tatsächlich auf null verringert hat. Sie beantwortet die Frage: Wie oft entfiel die Vergütung?
Beide Reihen laufen auseinander, weil die älteren Rechtsstände zusammenhängende Zeiträume einer Mindestdauer voraussetzen. Eine einzelne negative Stunde zwischen zwei positiven löst dort keine Rechtsfolge aus.
Drei gesetzlich vorgeschriebene Reihen
§ 51a Absatz 4 EEG verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber, drei getrennte Reihen zu veröffentlichen — jeweils bis zum 31. Januar für das Vorjahr:
- Buchstabe a: Viertelstunden nach der geltenden Fassung des § 51 Absatz 1
- Buchstabe b: Stunden nach der Fassung vom 24. Februar 2025
- Buchstabe c: Stunden nach der Fassung vom 31. Dezember 2022
Auf dem Portal netztransparenz.de sind die Tagesdaten sogar nach sieben Anspruchsgrundlagen filterbar: sechs Stunden, vier, drei, zwei, eine Stunde, Viertelstunde und die Zwei-Cent-Schwelle für Biogas. Die Sechs-Stunden-Reihe existiert, weil dieses Regime für ältere Anlagen weiterhin gilt.
Welche Reihe für Ihre Rechnung gilt
Für eine Erlösrechnung ist die EEG-Zählung die richtige Grundlage — und zwar in der Reihe, die zum Inbetriebnahmedatum der jeweiligen Anlage passt. Für die stundenbasierten Regime bedeutet das: Wer mit der Börsenzahl rechnet, überschätzt den Ausfall.
Für Anlagen ab dem 25. Februar 2025 kehrt sich das um. Dort zählt jede negative Viertelstunde, während eine Kalenderstunde in den Stundentabellen erst dann als negativ gilt, wenn das arithmetische Mittel ihrer vier Viertelstunden unter null liegt. Der Ausfall kann die Börsenstundenzahl deshalb auch übersteigen. Ein Beispiel: Am Mittwoch, dem 29. Juli 2026, weist die Stundentabelle zwei Stunden ohne Anspruch aus, die Viertelstundentabelle dagegen den Zeitraum von 12:30 bis 14:45 Uhr — also 2,25 Stunden.
Wann negative Strompreise auftreten
Die Verteilung über den Tagesverlauf ist für Photovoltaik besonders ungünstig, weil sie mit der Erzeugungsspitze zusammenfällt. Die amtliche Übersicht der Übertragungsnetzbetreiber zeigt das für eine beliebige Sommerwoche sehr deutlich.
Eine Sommerwoche in der amtlichen Tabelle
Das folgende Beispiel stammt aus der Stundentabelle mit der Anspruchsgrundlage eine Stunde und gilt damit für Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen dem 1. Januar 2023 und dem 24. Februar 2025, deren Schwelle 2026 bei zwei zusammenhängenden Stunden liegt. Für ältere Anlagen mit Vier- oder Sechs-Stunden-Regel fallen die kürzeren Zeiträume heraus; für Anlagen ab dem 25. Februar 2025 gilt die Viertelstundentabelle mit abweichenden Zeiten. In der Woche vom 25. bis 31. Juli 2026 bestand kein Vergütungsanspruch:
- Samstag, 25. Juli: von 10 bis 17 Uhr, also sieben zusammenhängende Stunden
- Sonntag, 26. Juli: von 11 bis 16 Uhr
- Montag, 27. Juli: von 12 bis 17 Uhr
- Dienstag, 28. Juli: von 12 bis 15 Uhr
- Mittwoch, 29. Juli: von 13 bis 15 Uhr
- Donnerstag und Freitag: kein Ausfall
In der Viertelstundentabelle beginnt der Ausfall teilweise versetzt: am Samstag um 10:15 statt 10:00 Uhr, am Sonntag ab 11:30 statt 11:00 Uhr. Wer anlagenscharf rechnet, muss die zur eigenen Anspruchsgrundlage passende Tabelle ziehen.
Der Feiertagseffekt
Das Muster ist typisch: Mittagsstunden, verstärkt am Wochenende. Ein weiteres Beispiel liefert der 1. Mai 2026. SMARD verzeichnet für den Zeitraum von 13:15 bis 14:30 Uhr besonders niedrige Preise in Deutschland und anderen europäischen Ländern. Der Himmel über ganz Europa war nahezu wolkenlos, entsprechend hoch war die Einspeisung aus PV-Anlagen am gesamten Strombinnenmarkt — und weil der 1. Mai in den meisten europäischen Ländern ein Feiertag ist, war die Nachfrage europaweit gering.
Mehr Photovoltaik bedeutet nicht automatisch mehr Negativstunden
Der Zusammenhang zwischen Ausbau und Preisentwicklung wird oft als einfache Kausalkette dargestellt. Die Daten stützen das nur bedingt.
| Stichtag | Installierte PV-Bruttoleistung | Negative Stunden |
|---|---|---|
| Ende 2023 | 83.239 MW | 301 |
| Ende 2024 | 100.723 MW | 457 |
| Ende 2025 | 117.978 MW | 573 |
| Juni 2026 | 125.372 MW | nur Quartalswerte |
Diese Werte beziehen sich auf die Bruttoleistung im Marktstammdatenregister. Der Ausbau der Solarenergie ist damit die sichtbarste Entwicklung im deutschen Stromsystem der vergangenen Jahre. SMARD weist für dasselbe Quartal 103,3 Gigawatt aus, weil dort die Nettonennleistung gilt — auch hier lohnt der Blick darauf, welche Zahl man gerade verwendet.
Das Gegenbeispiel aus dem zweiten Quartal 2026
Die Gleichzeitigkeit ist unübersehbar. Ein kausaler Zusammenhang ist damit aber nicht bewiesen. Im zweiten Quartal 2026 erreichte die Photovoltaik mit 31,8 Terawattstunden die höchste Quartalseinspeisung überhaupt, 6,9 Prozent über dem bisherigen Höchstwert — und trotzdem gab es weniger negative Viertelstunden als im Vorjahresquartal, 1.006 gegenüber 1.380.
SMARD führt das nicht auf die Erzeugung zurück, sondern auf das insgesamt höhere Preisniveau: Der durchschnittliche Großhandelspreis lag mit 95,21 Euro je Megawattstunde 36,5 Prozent über dem Vorjahresquartal, die Gas-Großhandelspreise rund 25 Prozent höher. In 5.168 von 8.736 Viertelstunden lag der Preis über 100 Euro je Megawattstunde, im Vorjahresquartal nur in 2.496.
Als Ursache nennt SMARD konsequent die Kombination aus hohem unflexiblem Angebot — Wind und beziehungsweise oder Photovoltaik — und niedriger Nachfrage. Nicht die installierte Leistung allein entscheidet, sondern das Zusammentreffen mehrerer Faktoren. Wer aus dem Ausbau der Erneuerbaren linear auf mehr Negativpreise schließt, verkürzt die Analyse.
Was der Wegfall der Vergütung rechtlich bedeutet
Die geltende Fassung des § 51 Absatz 1 EEG ist knapp: Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null.
Damit ist der rechtliche Rahmen kürzer gefasst als früher. Bemerkenswert ist, was dort nicht steht: Eine Mindestdauer gibt es in der geltenden Fassung nicht mehr — weder vier Stunden noch ausdrücklich eine Viertelstunde. Die Norm knüpft schlicht an Zeiträume an. Die Viertelstunde kommt über die Zählweise des § 51a und über die Umstellung der Börsenprodukte ins Spiel.
Die Ausnahmen und ihr Verfallsdatum
Ausgenommen sind nach § 51 Absatz 2 Nummer 1 Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt — eine Anlage mit exakt 100 Kilowatt ist also nicht ausgenommen. Und die Ausnahme gilt nur für Zeiträume vor dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wird. Sie ist damit keine dauerhafte Freistellung, sondern eine Übergangsregel, die mit dem Smart-Meter-Ausbau ausläuft.
Wie viel Zeit dabei noch im Spiel ist, zeigt der Stand beim Smart Meter Rollout: Erst rund 5,5 Prozent der Messstellen in Deutschland sind mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet. Für kleinere Anlagen verschiebt sich der Stichtag damit faktisch nach hinten — planbar ist er nicht. Details dazu im Beitrag zur Smart-Meter-Pflicht 2026.
Nummer 2 nimmt zusätzlich Anlagen unter 2 Kilowatt aus, bis die Bundesnetzagentur ihre Festlegung nach § 85 Absatz 2 Nummer 12 getroffen hat. Für die Anlagengröße gilt die Zusammenfassung nach § 24 EEG.
Abregelung und Steuerung in Negativpreisstunden
Dass die Vergütung entfällt, heißt noch nicht, dass die Anlage abschaltet. Ob in Negativpreisstunden weiter eingespeist wird, ist eine Frage der Steuerung — und die liegt je nach Vermarktungsweg in unterschiedlichen Händen.
In der Direktvermarktung übernimmt der Direktvermarkter die Steuerung. Er hat einen wirtschaftlichen Anreiz, die Einspeisung ins Netz in diesen Zeiträumen zurückzufahren, weil er den Strom sonst zu einem negativen Strompreis absetzt. Die technische Voraussetzung dafür ist die Fernsteuerbarkeit nach § 10b EEG: Der Direktvermarkter muss die Ist-Einspeisung abrufen und die Leistung ferngesteuert reduzieren können.
Davon zu unterscheiden ist die Steuerung durch den Netzbetreiber. Sie greift bei Netzengpässen und folgt einer anderen Logik als das Preissignal an der Börse. Und wieder eine andere Steuerung regelt § 14a EnWG — dort geht es um steuerbare Verbrauchseinrichtungen im Niederspannungsnetz, nicht um die Einspeisung. Die drei Ebenen werden in der Praxis regelmäßig verwechselt.
Für Anlagen ohne Fernsteuerung bleibt nur die Analyse im Nachhinein: Sie speisen weiter ein und erhalten für diese Zeiträume nichts.
Was mit Umlagen und Abgaben passiert
Der Wegfall betrifft den anzulegenden Wert, nicht die übrigen Bestandteile der Abrechnung. Netzentgelte, Umlagen und Abgaben richten sich nach eigenen Regeln und entfallen nicht automatisch mit. Wer eine Erlösrechnung aufstellt, sollte die Positionen getrennt führen — sonst rechnet er den Effekt größer, als er ist.
Direktvermarktung und Ausfallvergütung
Der anzulegende Wert wirkt sowohl in die Marktprämie als auch in die Einspeisevergütung hinein — die Norm unterscheidet nicht nach Veräußerungsform. Der Unterschied zwischen Direktvermarktung und Ausfallvergütung ist wirtschaftlicher, nicht normativer Natur. In der Ausfallvergütung kommt zusätzlich die Meldepflicht des § 51 Absatz 3 hinzu: Wer die in negativen Zeiträumen eingespeiste Menge nicht an den Netzbetreiber meldet, verliert je betroffenem Kalendertag fünf Prozent des Anspruchs im betreffenden Monat. Wie sich die Vermarktungspreise entwickeln, zeigt der Beitrag zu den aktuellen Direktvermarktungspreisen.
Fünf Regime nebeneinander: welches gilt für Ihre Anlage
Ein häufiger Fehler in der Beratungspraxis ist die Annahme, es gebe eine einheitliche Regel. Tatsächlich gelten fünf Regime nebeneinander. Maßgeblich ist das Datum der Inbetriebnahme beziehungsweise der Gebotstermin:
| Inbetriebnahme oder Zuschlag | Anwendbare Regel | Ausnahme unter |
|---|---|---|
| vor dem 1. Januar 2016 | § 51 EEG ist nicht anzuwenden | — |
| 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2020 | mindestens sechs aufeinanderfolgende negative Stunden | — |
| 1. Januar 2021 bis 31. Dezember 2022 | mindestens vier aufeinanderfolgende Stunden | 500 kW |
| 1. Januar 2023 bis 24. Februar 2025 | Staffel: 2023 vier Stunden, 2024 und 2025 drei Stunden, 2026 zwei Stunden, ab 2027 eine Stunde | 400 kW |
| ab dem 25. Februar 2025 | jeder Zeitraum mit negativem Preis | 100 kW bis zum Smart-Meter-Jahr, 2 kW bis zur BNetzA-Festlegung |
Dass es diese Abstufungen wirklich gibt, lässt sich am Portal der Übertragungsnetzbetreiber ablesen: Die Tagesdaten sind dort nach genau diesen Anspruchsgrundlagen filterbar, von der Sechs-Stunden- bis zur Viertelstunden-Regel. Bestandsanlagen behalten ihre alten Stundenschwellen nach § 100 Absatz 46 EEG.
Drei verbreitete Fehldarstellungen
Erstens: Die Angabe, bis Februar 2025 habe die Vier-Stunden-Regel gegolten, stimmt so nicht. Sie gilt für Anlagen aus den Jahren 2021 und 2022 — davor waren es sechs Stunden, und für die Gruppe ab 2023 galt 2024 und 2025 die Drei-Stunden-Regel.
Zweitens: Die Schwellen der mittleren Gruppe knüpfen an das Kalenderjahr an, nicht an das Inbetriebnahmejahr.
Drittens — und das ist die praktisch wichtigste Aussage dieses Beitrags: Für diese Gruppe sinkt die Schwelle 2026 auf zwei Stunden und ab 2027 auf eine Stunde, automatisch und ohne dass etwas Neues beschlossen werden müsste. Die Staffel steht seit dem Strompreisbremsengesetz vom Dezember 2022 im Gesetz. Für Neuanlagen ab dem 25. Februar 2025 entfällt die alte Vier-Stunden-Regel ohnehin vollständig: Sie erhalten bei negativem Börsenpreis sofort keine Einspeisevergütung mehr.
Wer eine Anlage aus der mittleren Gruppe im Portfolio hat, sollte den Effekt für 2027 durchrechnen, bevor er ihn spürt.
Was Investoren daraus rechnen können
Eine belastbare Kennzahl für den Erlösausfall einer konkreten Anlage liefert keine amtliche Quelle. Wer eine Zahl nennt, rechnet sie selbst — und sollte die Eingangsgrößen offenlegen.
Verfügbare Kennzahlen für die Berechnung
- Der Jahresmarktwert Solar 2025 nach Anlage 1 zum EEG: 4,508 Cent pro Kilowattstunde. Nicht zu verwechseln mit dem Marktwert Solar nach § 33 EEG 2012, der für dasselbe Jahr bei 6,170 Cent pro Kilowattstunde liegt — andere Rechtsgrundlage, andere Berechnung. Die Marktwertfaktoren für Photovoltaik sinken in Zeiten negativer Preise zusätzlich.
- Die Zeiträume ohne Vergütungsanspruch aus der Übersicht der Übertragungsnetzbetreiber — in der Reihe, die zur eigenen Anspruchsgrundlage passt. Das Portal stellt die Tagesdaten und einen CSV-Export für die eigene Auswertung bereit; die Jahressumme muss man daraus selbst bilden.
- Die Volllastviertelstunden-Tabelle des § 51a Absatz 2 EEG, mit der der Gesetzgeber selbst modelliert, wie sich Solarerzeugung über das Jahr verteilt: von 73 im Dezember über 87 im Januar bis 508 im Juni.
Der methodische Fallstrick
Der Anteil der Ausfallzeiträume an den Jahresstunden ist nicht der Anteil am Ertrag. Die Ausfälle liegen in der Mittagszeit, also genau dann, wenn die Anlage ihre höchsten Werte liefert. Wer den Erlösausfall proportional zur Stundenzahl ansetzt, rechnet ihn zu klein. Eine belastbare Zahl liefert nur der individuelle Lastgang.
Der Ausgleich nach § 51a greift längst nicht überall
Hier liegt die größte Fehlerquelle in der Beratungspraxis. Die oft zu hörende Aussage, der Vergütungszeitraum verlängere sich ja entsprechend, gilt in dieser Allgemeinheit nicht.
Für Anlagen ab dem 25. Februar 2025 verlängert § 51a Absatz 1 den Vergütungszeitraum um die Anzahl der ausgefallenen Viertelstunden, aufgerundet auf den nächsten vollen Kalendertag. Für Solaranlagen wird diese Zahl nach Absatz 2 mit dem Faktor 0,5 multipliziert und über die Volllastviertelstunden-Tabelle abgebaut.
Für alle älteren Anlagen gilt das nicht. § 100 Absatz 46 Satz 2 EEG schließt die Anwendung des § 51a Absatz 2 auf Solaranlagen aus, die vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurden. Und § 51a Absatz 1 in der für sie maßgeblichen älteren Fassung gewährt die Verlängerung nur Anlagen, deren anzulegender Wert durch Ausschreibungen ermittelt wird — und zählt in Stunden, nicht in Viertelstunden.
Was sich mit dem EEG 2027 ändern könnte
Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett den Entwurf für eine EEG-Novelle beschlossen, die das Gesetz in EEG 2027 umbenennen soll. Der Entwurf ersetzt § 51 vollständig. Die neue Überschrift lautet: Verringerung des Zahlungsanspruchs und der Zahlungspflicht bei negativen Preisen. Auch § 51a wird geändert, die Überschrift soll künftig von der Verlängerung des Zahlungszeitraums sprechen. Als Inkrafttreten ist der 1. Januar 2027 vorgesehen.
Wichtig für die Einordnung: Zum Redaktionsschluss dieses Beitrags am 14. August 2026 ist der Entwurf dem Bundesrat zugeleitet, der erste Durchgang steht aber noch aus — die nächste Plenarsitzung ist für den 25. September 2026 angesetzt. Im Bundestag ist der Regierungsentwurf noch nicht eingebracht; die Suche im Dokumentations- und Informationssystem weist für ihn in der 21. Wahlperiode keinen Vorgang aus. Davon zu unterscheiden ist ein gleichnamiger Fraktionsentwurf, der bereits überwiesen wurde. Aussagen der Form ab 2027 gilt sind damit noch nicht gesichert. Wir aktualisieren diesen Abschnitt, sobald das Verfahren weiterläuft. Die aktuellen Fördersätze stehen im Leitfaden zur EEG-Vergütung 2026.
Handlungsoptionen für Betreiber und Investoren
Aus der Datenlage folgen vier praktische Ansätze, ohne dass wir hier Renditeversprechen ableiten:
- Eigenverbrauch erhöhen. Jede selbst verbrauchte Kilowattstunde ist von § 51 gar nicht betroffen. Für Betriebe mit Lastgang in den Mittagsstunden ist das der direkteste Hebel.
- Lasten verschieben. Flexible Verbraucher im Betrieb können ihre Stromnutzung gezielt in Zeiträume mit positivem Preis legen. Was für Haushalte über dynamische Stromtarife läuft, ist im Gewerbe eine Frage des Lastmanagements.
- Speicher prüfen. Negative Preise schaffen Anreize für Investitionen in Batteriespeicher, weil sie Erzeugung aus den Negativstunden in Zeiten mit positivem Preis verschieben. Investitionen in Flexibilität und Speicherlösungen werden dadurch dringender. Wie sich daraus ein Erlösmodell bauen lässt, behandeln wir im Beitrag zur Arbitrage mit Batteriespeichern; die Kombination mit dynamischen Tarifen im Beitrag zu Batteriespeichern und dynamischen Tarifen.
- Das eigene Regime kennen und die Zählweise korrekt ansetzen. Welche der fünf Fassungen für eine Anlage gilt, entscheidet über die Größenordnung. Für Erlösrechnungen die EEG-Zählung der Übertragungsnetzbetreiber verwenden, nicht die Börsenzählung. Bei Bestandsportfolios lohnt die Prüfung anlagenscharf.
Das eigene Portfolio anlagenscharf einordnen
Welches der fünf Regime für eine Anlage gilt und ob der Ausgleich nach § 51a überhaupt greift, entscheidet sich am Inbetriebnahmedatum und an der Vermarktungsform. Logic Energy projektiert, baut und betreibt schlüsselfertige PV-Anlagen und begleitet Investoren von der Kalkulation bis zur laufenden Betriebsführung. Vertragspartner für Direktinvestments ist die mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung.
Häufige Fragen zu negativen Strompreisen
Wie viele Stunden mit negativen Strompreisen gab es zuletzt?
Am Day-Ahead-Markt lag der Börsenpreis 2023 in 301 Stunden unter null, 2024 in 457 Stunden und 2025 in 573 Stunden — das entspricht 3,4 · 5,2 · 6,5 Prozent des jeweiligen Jahres. Für 2026 liegen bislang nur Quartalswerte vor: 172 negative Viertelstunden im ersten Quartal, 1.006 im zweiten. Quelle ist die Bundesnetzagentur beziehungsweise SMARD.
Warum gibt es zwei unterschiedliche Zahlen für negative Stunden?
Weil sie Unterschiedliches messen. SMARD und Bundesnetzagentur zählen jede Stunde mit negativem Börsenpreis. Die Übertragungsnetzbetreiber zählen nach § 51a Absatz 4 EEG die Zeiträume, in denen der anzulegende Wert tatsächlich auf null sank — dort setzen die älteren Rechtsstände eine Mindestdauer voraus. Für Erlösrechnungen ist die zweite Reihe maßgeblich.
Ab wann entfällt die Vergütung bei negativen Preisen?
Das hängt vom Inbetriebnahmedatum ab. Anlagen vor dem 1. Januar 2016 sind gar nicht betroffen. Von 2016 bis 2020 gelten sechs zusammenhängende Stunden, 2021 und 2022 vier Stunden bei einer Ausnahme unter 500 Kilowatt. Für Inbetriebnahmen zwischen 2023 und dem 24. Februar 2025 gilt eine Staffel, ab dem 25. Februar 2025 zählt jeder Zeitraum mit negativem Preis.
Verschärft sich die Regelung 2027 automatisch?
Für Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen dem 1. Januar 2023 und dem 24. Februar 2025 ja. Ihre Schwelle sinkt 2026 auf zwei zusammenhängende Stunden und ab 2027 auf eine Stunde. Die Staffel steht seit dem Strompreisbremsengesetz vom Dezember 2022 im Gesetz; es muss dafür nichts Neues beschlossen werden.
Wird der Ausfall über § 51a EEG immer ausgeglichen?
Nein. Für Anlagen ab dem 25. Februar 2025 verlängert sich der Vergütungszeitraum um die ausgefallenen Viertelstunden, bei Solaranlagen mit dem Faktor 0,5. Für ältere Anlagen schließt § 100 Absatz 46 Satz 2 EEG die Anwendung des § 51a Absatz 2 aus, und die ältere Fassung des § 51a Absatz 1 gewährt die Verlängerung nur Anlagen, deren anzulegender Wert durch Ausschreibungen ermittelt wurde.
Muss die Anlage in Negativpreisstunden abgeschaltet werden?
Nein, der Wegfall der Vergütung ist keine Abschaltpflicht. In der Direktvermarktung hat der Direktvermarkter einen wirtschaftlichen Anreiz, die Einspeisung zurückzufahren, und nutzt dafür die Fernsteuerbarkeit nach § 10b EEG. Davon zu unterscheiden sind die Steuerung durch den Netzbetreiber bei Netzengpässen und die Regelungen des § 14a EnWG für steuerbare Verbrauchseinrichtungen.
Entfallen in diesen Zeiträumen auch Netzentgelte und Umlagen?
Nein. Der Wegfall betrifft ausschließlich den anzulegenden Wert. Netzentgelte, Umlagen und Abgaben richten sich nach eigenen Regeln und entfallen nicht automatisch mit. In einer Erlösrechnung gehören die Positionen getrennt geführt, sonst fällt der berechnete Effekt zu groß aus.
Fazit
Negative Strompreise sind von 301 Stunden im Jahr 2023 auf 573 im Jahr 2025 gestiegen. Sie treten nach Darstellung von SMARD typischerweise an sonnen- und windreichen Wochenenden und Feiertagen auf; eine amtliche Quantifizierung der Tageszeitverteilung liegt nicht vor. Für die Vergütung entscheidend ist nicht die Börsenzahl, sondern die Zählung der Übertragungsnetzbetreiber — und dort die Reihe, die zum Inbetriebnahmedatum der jeweiligen Anlage passt.
Zwei Punkte werden in der Praxis regelmäßig übersehen. Erstens die Staffel für Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen 2023 und Februar 2025: Ihre Schwelle sinkt 2026 auf zwei und 2027 auf eine Stunde, automatisch und ohne neuen Beschluss. Zweitens der Ausgleich nach § 51a, der für Anlagen vor dem 25. Februar 2025 mit gesetzlich bestimmtem anzulegendem Wert gar nicht greift.
Wer solche Anlagen im Bestand hat, sollte beides jetzt durchrechnen.
Quellenangaben
- Bundesnetzagentur, SMARD — Daten zum Strommarkt 2024 und 2025, Pressemitteilungen vom 03.01.2025 und 05.01.2026
- SMARD — Quartalsberichte Q1 2026 (18.05.2026) und Q2 2026 (03.08.2026), Fachartikel „Negative Großhandelspreise"
- Übertragungsnetzbetreiber, netztransparenz.de — Negativer Spotmarktpreis, Übersichtstabellen nach § 51a Abs. 4 EEG, Stand 13.08.2026; Marktwertübersicht
- EEG 2023 in der Fassung vom 18.12.2025 — §§ 10b, 21, 21b, 24, 51, 51a, 100
- Strompreisbremsengesetz vom 20.12.2022, BGBl. 2022 I Nr. 54
- Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom 21.02.2025, verkündet am 24.02.2025 in BGBl. 2025 I Nr. 51, § 51-Änderung in Kraft seit 25.02.2025
- EEG 2021, § 100 Abs. 2 Nr. 13 (Sechs-Stunden-Regel für Anlagen 2016–2020), BGBl. 2020 I S. 3138
- Bundesrat, Termine der Plenarsitzungen; Deutscher Bundestag, Dokumentations- und Informationssystem
- Bundesregierung und BMWE — Kabinettsbeschluss EEG-Novelle vom 29.07.2026, Gesetzentwurf
- Bundesnetzagentur — EE-Statistik MaStR, Datenstand 13.07.2026
