Risiken, Marktprämie und Schutzmaßnahmen in der Direktvermarktung
Für PV-Anlagen ab 100 kWp ist die Direktvermarktung längst Pflicht. Im Direktvermarktungsmodell erhalten Betreiber neben dem Börsenstrompreis eine staatliche Marktprämie, die niedrige Marktpreise ausgleicht. Doch was passiert, wenn der Börsenstrompreis nicht nur niedrig, sondern negativ wird?
Negative Börsenpreise treten immer häufiger auf und treffen PV-Anlagen genau in den Stunden, in denen sie besonders viel Strom erzeugen. Seit dem Solarspitzengesetz 2025 gelten für Neuanlagen verschärfte Regeln, die die Marktprämie bereits ab der ersten negativen Viertelstunde entfallen lassen können.
In diesem Beitrag erfahren Betreiber, wann die Marktprämie wegfällt, welche wirtschaftlichen Risiken durch negative Strompreise entstehen und wie sich PV-Anlagen durch passende Technik, Steuerung und Vertragsgestaltung besser absichern lassen.
8 Minuten Lesedauer
Grundlagen zur Direktvermarktung
Grundlagen zur Direktvermarktung bereits bekannt? Dieser Beitrag baut auf unserem Artikel zur PV-Direktvermarktung ab 100 kWp auf. Dort erklären wir, wie das Marktprämienmodell funktioniert, welche technischen Voraussetzungen nötig sind und wann der Einstieg verpflichtend wird.
Am Großhandelsstrommarkt, dem sogenannten Spotmarkt, treffen Stromangebot und Stromnachfrage kurzfristig aufeinander. Die Preise entstehen nach dem Merit-Order-Prinzip: Die günstigsten Erzeugungsanlagen werden zuerst eingesetzt, bis der aktuelle Strombedarf gedeckt ist. Wird in einzelnen Stunden deutlich mehr Strom angeboten als nachgefragt wird, etwa an einem sonnigen Maisonntag mit hoher PV- und Windstromerzeugung und gleichzeitig geringer industrieller Stromnachfrage, kann der Börsenpreis unter null fallen.
Ein negativer Strompreis bedeutet: Für eingespeisten Strom wird in diesem Zeitraum kein positiver Erlös erzielt. Stattdessen können Anlagenbetreiber im Spotpreismodell belastet werden, wenn ihre Anlage trotz negativer Börsenpreise weiter einspeist.
Dass negative Strompreise PV-Anlagen härter treffen als andere Erzeugungsformen, liegt an der unmittelbaren Abhängigkeit der Solarstromerzeugung von Wetter und Börsenpreisen:
Die Mittags-Kurve (Cannibalization Effect):Negative Preise entstehen häufig in den Mittagsstunden zwischen 11 und 15 Uhr. Das ist exakt das Zeitfenster, in dem Photovoltaikanlagen wetterbedingt ihre Produktionsspitze (Peak) erreichen. Da tausende Anlagen gleichzeitig einspeisen, drückt dieses Überangebot den Börsenpreis nach unten, die Solarenergie "kannibalisiert" in diesen Stunden ihre eigenen Preise.
Das starre Erzeugungsprofil: Im Gegensatz zu Biomasse- oder Wasserkraftwerken können reine PV-Anlagen ohne Steuerungstechnik nicht "auf Knopfdruck" gedrosselt werden, wenn der Markt gesättigt ist. Ohne technische Steuerung, Speicher oder flexible Verbraucher folgt die Einspeisung weitgehend dem natürlichen PV-Erzeugungsprofil. Dadurch entsteht besonders zur Mittagszeit ein hohes Einspeisevolumen, das bei geringer Nachfrage zusätzlichen Druck auf die Börsenpreise ausüben kann.
Aktuelle Auswertungen zeigen: Der Anteil der Solarstromerzeugung bei negativen Spotpreisen stieg von 14,5 % im Jahr 2024 auf 23,4 % im Jahr 2025. Für Neuanlagen ab Februar 2025 bedeutet das: In rund 23 % der potenziellen Förderstunden entfällt der Anspruch auf den anzulegenden Wert, in sonnenreichen Monaten wie Mai oder Juni kann dieser Anteil noch deutlich höher liegen.*
Das zentrale wirtschaftliche Risiko liegt darin, dass PV-Anlagen ihre höchsten Erträge häufig genau in den Zeiträumen erzielen, in denen die Börsenpreise besonders niedrig oder sogar negativ sind. Für Neuanlagen ab Februar 2025 kann in diesen Phasen zusätzlich die Marktprämie entfallen.
Ob und wann die Marktprämie entfällt, hängt von drei Punkten ab: Inbetriebnahmedatum der PV-Anlage, Anlagengröße und Messsystem. Als Faustregel gilt: Je neuer die Anlage, desto schneller greift die Regelung.
Mit dem Solarspitzengesetz, das am 25. Februar 2025 in Kraft getreten ist, gilt für viele Neuanlagen: Der anzulegende Wert verringert sich bei negativen Strompreisen bereits ab der ersten negativen Viertelstunde auf null. Für diese Zeiträume wird also keine Marktprämie mehr gezahlt.
Schauen wir uns eine Stunde am Mittag an, wenn die Solarenergie auf wechselnde Börsenpreise trifft:
Für diese Anlagen gilt eine jährlich strenger werdende Übergangsschwelle. Entscheidend ist, wie lange die Strompreise am Stück negativ sind, erst dann entfällt die Marktprämie für den betroffenen Zeitraum.
Diese Schwelle wird jedes Jahr kürzer:
| Jahr | Anzulegender Wert verringert sich auf null ab |
|---|---|
| 2023 | 4 zusammenhängenden negativen Stunden |
| 2024 – 2025 | 3 zusammenhängenden negativen Stunden |
| 2026 aktuell | 2 zusammenhängenden negativen Stunden |
| ab 2027 | 1 zusammenhängenden negativen Stunde |
Für Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen 2021 und 2022 gilt weiterhin die 4-Stunden-Regel des EEG 2021. Das spätere 4-3-2-1-Stunden-Modell betrifft dagegen Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen dem 01.01.2023 und dem 24.02.2025. Seit dem 25.02.2025 gilt für viele Neuanlagen eine deutlich strengere Regelung: Der anzulegende Wert verringert sich bereits ab der ersten negativen Viertelstunde auf null.
Die folgende Übersicht (Stand Juni 2026) zeigt, welche Regelung je nach Inbetriebnahmedatum und Anlagengröße gilt:
| Inbetriebnahme | Anlagengröße | Regel bei negativen Preisen | Hinweis |
|---|---|---|---|
| 2021–2022 | < 500 kWp | Kein Einfluss auf Marktprämie | Bestandsschutz nach damaliger Regelung |
| 2021–2022 | ≥ 500 kWp | Anzulegender Wert verringert sich ab 4 zusammenhängenden Stunden negativer Preise auf null | 4-Stunden-Regel nach EEG 2021 |
| 2023–24.02.2025 | < 400 kWp | Kein Einfluss auf Marktprämie | Übergangs-/Bestandsregelung |
| 2023–24.02.2025 | ≥ 400 kWp | Anzulegender Wert verringert sich nach Übergangsmodell auf null | 2026: Wegfall ab 2 Stunden, ab 2027: ab 1 Stunde |
| ab 25.02.2025 | ≥ 100 kWp | Anzulegender Wert verringert sich ab der ersten negativen Viertelstunde auf null | Seit 25.02.2025: Wegfall bereits ab erster negativer Viertelstunde |
Förderzeiträume, in denen sich der anzulegende Wert wegen negativer Preise auf null verringert, werden gemäß § 51a EEG 2023 am Ende der Förderlaufzeit angehängt. Seit dem Solarspitzengesetz gilt für Solaranlagen jedoch nur noch ein Faktor von 0,5. Vier ausgefallene Viertelstunden führen also nur zu zwei zusätzlichen Förderviertelstunden. Für Betreiber bedeutet das: Der Verlust wird nur teilweise kompensiert und das Liquiditätsproblem in sonnenreichen Monaten bleibt bestehen.
Nicht jede negative Preisphase führt automatisch zu einer Abschaltung der Anlage. Ob eine Abregelung wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt unter anderem von der Höhe des negativen Preises, dem Förderanspruch, dem Vermarktungsvertrag und der technischen Steuerbarkeit der Anlage ab. Kurze oder nur leicht negative Preisphasen werden daher in der Praxis teilweise toleriert.
Ein weiterer Faktor: Einige Direktvermarkter haben noch keine vollständig automatisierte, anlagenscharfe Abschaltlogik implementiert. Prognoseabweichungen, technische Komplexität und die unterschiedlichen EEG-Regeln je nach Inbetriebnahmedatum machen eine individuelle Steuerung aufwendig. In der Praxis kann es deshalb vorkommen, dass Anlagen auch bei negativen Preisen weiter einspeisen. Das wirtschaftliche Risiko bleibt dann beim Betreiber.
Im klassischen Marktwertmodell erhalten Sie nicht den tatsächlichen Viertelstundenpreis, sondern einen monatlichen Durchschnittswert, für PV-Anlagen typischerweise den veröffentlichten „Marktwert Solar". Einzelne negative Stunden wirken sich hier nur gedämpft aus, weil sie zwar den Monatsdurchschnitt beeinflussen, in der Abrechnung aber kaum einzeln sichtbar werden. Die Marktprämie gleicht niedrige Marktwerte weitgehend aus. Dadurch schwanken die Erlöse weniger stark als im Spotpreismodell.
Im Spotpreismodell wird jede Viertelstunde zum tatsächlichen Börsenpreis abgerechnet. Positive und negative Preise wirken sich unmittelbar auf den Erlös aus. Für Anlagen mit Batteriespeicher und optimiertem Eigenverbrauch kann das Modell wirtschaftlich interessant sein, das volle Marktpreisrisiko liegt aber beim Betreiber. Besonders in Monaten mit vielen negativen Preisstunden kann das die Abrechnung spürbar verschlechtern.
Eine einzelne negative Preisstunde ist meist nicht das Problem. Kritisch wird es, wenn negative Preisphasen regelmäßig genau dann auftreten, wenn die Anlage besonders viel Strom erzeugt. In diesen Zeiträumen sinken die Erlöse deutlich, weil die Einspeisung entweder zu sehr niedrigen oder negativen Börsenpreisen erfolgt und bei vielen Neuanlagen zusätzlich der Förderanspruch entfällt.
Bedeutet das im Klartext, dass Sie als Betreiber bei Negativpreisen bares Geld draufzahlen müssen? Das hängt vom Vermarktungsmodell ab, aber das Risiko ist real. Wenn Ihre Anlage bei negativen Preisen ungebremst weiterläuft, bricht erst einmal die staatliche Förderung weg. Befinden Sie sich dann im reinen Spotpreismodell, kehrt sich der Geldfluss komplett um: Sie erzielen keine Erlöse mehr, sondern müssen für jede eingespeiste Kilowattstunde draufzahlen, damit der Markt den Strom überhaupt abnimmt. Ohne automatisierte Abregelung kann die Einspeisung in negativen Preisphasen die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage deutlich belasten.
Um Auswirkungen negativer Strompreise bei PV-Anlagen greifbar zu machen, zeigt das folgende Beispiel einen sonnigen Apriltag mit einer 165 kWp Photovoltaikanlage (Spotpreismodell) in der Direktvermarktung.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| PV-Ertrag am Tag | 768 kWh |
| Eigenverbrauch | 152 kWh |
| Netzeinspeisung gesamt | 616 kWh |
| Negative Viertelstunden | 33 von 96 |
| PV-Erzeugung in negativen Preiszeiten | 656 kWh |
| Tatsächliche Einspeisung in negativen Preiszeiten | 558 kWh |
| Einspeisung in positiven Preiszeiten | 59 kWh |
Da die Anlage nach dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurde, entfällt die Marktprämie ab der ersten negativen Viertelstunde vollständig (§ 51 EEG). Die Marktprämie berechnet sich als Differenz zwischen anzulegendem Wert und monatlichem Marktwert Solar:
Marktprämie = Anzulegender Wert − Marktwert Solar (Monatsdurchschnitt)
= 6,519 ct/kWh − 1,317 ct/kWh = 5,202 ct/kWh
Gezahlt wird sie nur auf die 59 kWh in positiven Preisstunden:
59 kWh × 5,202 ct = +3,07 €
Für die 558 kWh in negativen Stunden entfällt sie vollständig — entgangene Marktprämie: 558 kWh × 5,202 ct = −29,03 € (§ 51 EEG).
| Ohne Abregelung der PV-Anlage | Mit Abregelung der PV-Anlage | |
|---|---|---|
| Negative Einspeisung zu Spotpreisen (558 kWh) | −118,23 € | 0,00 € |
| Positive Einspeisung zu Spotpreisen (59 kWh) | +3,27 € | +3,27 € |
| Marktprämie auf positive Einspeisung (59 kWh) | +3,07 € | +3,07 € |
| Tageserlös gesamt | −111,91 € | +6,32 € |
Ergebnis:
Die negative Einspeisung ergibt sich aus den eingespeisten Strommengen in den negativen Preisviertelstunden multipliziert mit den jeweiligen negativen Spotpreisen. In diesem Beispiel wurden 558 kWh zu negativen Börsenpreisen eingespeist. Daraus ergibt sich ein negativer Erlös von −118,23 €.
Durch die Abregelung der Einspeisung in negativen Preiszeiten verbessert sich das Tagesergebnis um 118,23 €. Bei 15 bis 25 vergleichbaren Tagen im Jahr entspricht das einem wirtschaftlichen Unterschied von rund 1.770 bis 2.960 € jährlich. Entscheidend ist daher, ob der Direktvermarkter die Anlage bei negativen Strompreisen automatisiert und anlagenspezifisch abregeln kann.
Die 33 ausgefallenen Förderviertelstunden werden gemäß § 51a EEG am Ende der Förderlaufzeit angehängt, aufgrund des Faktors 0,5 jedoch nur als 16,5 zusätzliche Viertelstunden.
Worauf Betreiber bei negativen Strompreisen achten sollten
Entscheidend bei negativen Strompreisen bei PV-Anlagen ist, ob der Direktvermarkter die Anlage anlagenspezifisch und automatisiert steuern kann. Klären Sie daher frühzeitig, ob eine Abschaltlogik auf Viertelstundenbasis vorhanden ist, ob die Anlage einzeln oder im Pool gesteuert wird und wie negative Preise bei einer Abregelung abgerechnet werden.
Für Betreiber wird technische Flexibilität zunehmend zum wirtschaftlichen Faktor. Reine Einspeiseanlagen können negative Preisphasen nur begrenzt abfedern. Werden Speicher, Eigenverbrauchsoptimierung oder steuerbare Verbraucher eingebunden, lässt sich Solarstrom gezielter nutzen, zwischenspeichern oder in verbrauchsstarke Zeitfenster verschieben. Dadurch sinkt die Abhängigkeit von ungünstigen Börsenpreisen.
„Sie betreiben eine PV-Anlage ab 100 kWp und möchten wissen, wie Sie Ihr Vermarktungsmodell gegen negative Strompreise absichern können?“
Negative Strompreise bei PV-Anlagen sind kein Randthema mehr, sondern ein wirtschaftlicher Faktor für Planung, Betrieb und Direktvermarktung.
Für viele Betreiber wird 2026 erstmals sichtbar, dass hohe Solarstromproduktion nicht automatisch hohe Erlöse bedeutet. Erlöse hängen heute nicht mehr nur von festen Vergütungssätzen ab, sondern von kurzfristigen Marktmechanismen, den jeweils geltenden EEG-Regelungen und der Fähigkeit, flexibel auf Preis- und Netzsituationen zu reagieren.
Wer heute eine Anlage plant oder bereits betreibt, sollte diese Preisphasen realistisch in die Wirtschaftlichkeitsrechnung einbeziehen. Künftig entscheidet nicht allein die installierte Leistung über die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, sondern vor allem ihre Flexibilität. Speicher, Eigenverbrauch, Lastmanagement und ein geeigneter Direktvermarkter werden zu zentralen Faktoren, um negative Strompreise wirtschaftlich abzufedern.
Hinweis: Dieser Beitrag dient der allgemeinen Orientierung und stellt keine Rechts- oder Steuerberatung dar. Maßgeblich sind der aktuelle Wortlaut des EEG 2023 sowie die jeweils einschlägigen gesetzlichen Regelungen und Verordnungen.
Bei negativen Strompreisen kann sich je nach Inbetriebnahmedatum, Anlagengröße und Messsystem der anzulegende Wert der PV-Anlage auf null verringern. Für diese Zeiträume wird dann keine Marktprämie gezahlt. Besonders relevant ist das für Photovoltaikanlagen, weil negative Preise häufig genau dann auftreten, wenn die Anlagen viel Solarstrom erzeugen. Im Spotpreismodell können zusätzlich direkte Verluste entstehen, wenn die PV-Anlage trotz negativer Börsenpreise weiter einspeist.
Nicht automatisch. Ob Ihr Direktvermarkter eingreift, hängt von seiner Vermarktungsstrategie und den technischen Möglichkeiten ab. Einige Vermarkter haben noch keine vollständig automatisierte, anlagenscharfe Abschaltlogik. Es lohnt sich, diesen Punkt bei Vertragsabschluss anzusprechen.
Das hängt vor allem vom Inbetriebnahmedatum, der Anlagengröße und dem Messsystem ab. Für viele Anlagen ab dem 25. Februar 2025 gilt: Der anzulegende Wert verringert sich bereits ab der ersten negativen Viertelstunde auf null. Praktisch wird für diese Zeiträume keine Marktprämie gezahlt. Für Anlagen zwischen 2023 und Februar 2025 mit ≥ 400 kWp gilt im Jahr 2026 die 2-Stunden-Schwelle – ab 2027 ebenfalls die 1-Stunden-Grenze. Ältere Anlagen genießen je nach Baujahr besseren Bestandsschutz.
Beim Redispatch 2.0 greift der Netzbetreiber aus Gründen der Netzstabilität ein – unabhängig vom Börsenpreis. Für entgangene Erlöse gibt es einen gesetzlichen Entschädigungsanspruch. Die marktbedingte Abregelung durch den Direktvermarkter ist dagegen eine wirtschaftliche Entscheidung, die keinen Entschädigungsanspruch begründet. Beide Mechanismen können gleichzeitig aktiv sein.
Nein, nicht vollständig. Zeiträume, in denen sich der anzulegende Wert wegen negativer Strompreise auf null verringert hat, werden gemäß § 51a EEG 2023 am Ende des 20-jährigen Förderzeitraums angehängt, seit dem Solarspitzengesetz 2025 bei Solaranlagen jedoch nur anteilig mit dem Faktor 0,5. Vier ausgefallene Stunden ergeben zwei Nachholstunden. Das lindert den Gesamtschaden, löst aber das Liquiditätsproblem in sonnenreichen Monaten nicht.
Ein Batteriespeicher kann sich lohnen, wenn Erzeugungsprofil, Lastprofil und Vermarktungsmodell zusammenpassen. Besonders bei hohem Eigenverbrauchspotenzial oder spotpreisorientierten Modellen kann ein Speicher helfen, negative Preise zu vermeiden und Strom zeitlich besser zu nutzen.
Die zentralen Paragraphen sind § 51 EEG 2023 (Verringerung des anzulegenden Werts bei negativen Preisen) und § 51a EEG 2023 (Verlängerung des Förderzeitraums). Übergangsregelungen für Bestandsanlagen finden sich in § 100 EEG 2023, insbesondere in den durch das Solarspitzengesetz (in Kraft seit 25. Februar 2025) eingefügten Absätzen.
