Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten

An einem sonnigen Sommersonntag gegen Mittag passiert am deutschen Strommarkt regelmäßig etwas, das gegen jede Kaufmannsintuition läuft: Wer Strom erzeugt, bekommt kein Geld dafür, sondern zahlt dafür, dass ihn jemand abnimmt. 2025 war das in 573 Stunden der Fall, so oft wie nie zuvor. Für Stromkunden ist das eine Randnotiz, für Anleger in Energie-Infrastruktur eine handfeste ökonomische Größe, die je nach Anlagenprofil in entgegengesetzte Richtungen wirkt. Dieser Beitrag erklärt, wie negative Preise entstehen, was sie für Solarpark-Erlöse bedeuten und warum Batteriespeicher zu den wenigen Anlagen gehören, die von genau diesen Stunden profitieren.

Was sind negative Strompreise und wie entstehen sie?

Negative Strompreise entstehen an der Strombörse, wenn mehr Strom angeboten wird, als gerade verbraucht werden kann: Der Preis fällt unter null, und Erzeuger zahlen dafür, dass ihr Strom abgenommen wird. Gehandelt wird das vor allem im Day-Ahead-Markt, der Auktion, in der jeweils am Vortag der Strom für den Folgetag bepreist wird. Dass ein Preis unter null überhaupt zustande kommt, hat drei Ursachen, die zusammenwirken:

• Hohe Einspeisung bei niedriger Last: In sonnigen Mittagsstunden, besonders an Wochenenden und Feiertagen, trifft die volle Solarerzeugung auf wenig Verbrauch. Das Überangebot drückt den Preis, im Extremfall unter null.
• Unflexible konventionelle Erzeugung: Ein Teil des Kraftwerksparks läuft auch bei Überangebot weiter, etwa wegen Wärmelieferverpflichtungen oder weil Abfahren und Wiederanfahren teurer wäre als ein paar Stunden Zuzahlung. Diese Must-run-Erzeugung nimmt negative Preise bewusst in Kauf.
• Die Vergütungslogik der Erneuerbaren: Anlagen mit Einspeisevergütung oder Marktprämie haben lange auch dann eingespeist, wenn der Marktpreis negativ war, weil die Förderung den Verlust ausglich. Genau an dieser Stelle hat der Gesetzgeber inzwischen eingegriffen; dazu unten mehr.

Zur Größenordnung: 2025 war der Day-Ahead-Preis in 573 der 8.760 Stunden negativ, das sind 6,5 Prozent der Zeit und ein neuer Rekord nach 457 Stunden im Jahr 2024. Der Tiefstwert lag bei rund −250 €/MWh. Zum Vergleich: 2016 gab es im ganzen Jahr 97 solcher Stunden.

Warum nehmen negative Strompreise zu?

Negative Strompreise nehmen zu, weil die Photovoltaik schneller wächst als die Fähigkeit des Systems, ihren Strom zeitlich zu verschieben. Ende 2025 waren in Deutschland rund 117 Gigawatt PV installiert; an klaren Tagen übersteigt die Solarerzeugung mittags regelmäßig das, was Markt und Netz aufnehmen können. Speicher, flexible Verbraucher und Exportkapazitäten wachsen mit, aber langsamer. Solange diese Lücke besteht, häufen sich die Stunden mit Überangebot; für 2026 erwarten Analysten 700 bis 900 negative Stunden. Ob wachsende Nachfrage aus Rechenzentren diese Lücke schließt, ist eine eigene Frage: Ihr Lastprofil ist über das Jahr gleichmäßig und trifft die Mittagsstunden nur zum Teil (Rechenzentren und KI: Was der neue Strombedarf für PV- und Speicher-Anleger bedeutet).

Wichtig für die Einordnung: Negative Stunden sind kein Betriebsunfall des Marktes, sondern sein deutlichstes Preissignal. Das System hat zu wenig Flexibilität, und es bezahlt inzwischen dafür, sie bereitzustellen. An welcher Seite dieses Signals ein Investment steht, entscheidet darüber, ob es davon verliert oder profitiert.

Was bedeuten negative Preise für Solarpark-Erlöse?

Für neue Solarparks bedeuten negative Preise zunächst: keine Vergütung. Seit dem sogenannten Solarspitzengesetz entfällt für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, der EEG-Zahlungsanspruch in Zeiten mit negativem Börsenstrompreis, und zwar ab der ersten negativen Viertelstunde (§51 EEG); die frühere Karenz von mehreren zusammenhängenden Negativstunden gibt es für Neuanlagen nicht mehr. Betroffen sind damit genau die Mittagsstunden, in denen ein Solarpark am meisten produziert. Für ältere Bestandsanlagen gelten mildere Übergangsregeln.

Wie wirkt der Ausgleich über §51a EEG?

Ganz verloren sind die Stunden nicht: Nach §51a EEG werden die Zeiträume ohne Vergütung hinten an den 20-jährigen Förderzeitraum angehängt; bei den heutigen Negativstunden-Niveaus summiert sich das über die Laufzeit auf eine Verlängerung um mehrere Monate. Ökonomisch ist das trotzdem kein voller Ausgleich: Der Erlös kommt Jahre später, in einer Phase, in der die Anlage bereits gealtert ist, und der Zeitwert des Geldes geht verloren. Für die Projektkalkulation heißt das: Die reine Mittagsspitze ist weniger wert als früher, und Projekte, die ihre Einspeisung steuern oder mit einem Speicher kombinieren, sind im Vorteil. Was beim Einstieg in Solarparks grundsätzlich zu beachten ist, ordnet In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick ein.

Was ist der Marktwert Solar und warum sinkt er?

Der Marktwert Solar ist der mengengewichtete Durchschnittserlös einer Kilowattstunde Solarstrom an der Börse; die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen ihn monatlich auf netztransparenz.de. Er sinkt relativ zum allgemeinen Preisniveau, weil alle Solaranlagen gleichzeitig einspeisen und sich damit gegenseitig den Preis drücken; der Fachbegriff dafür ist Kannibalisierung. In Zahlen: 2024 lag der Jahresmarktwert Solar bei 4,62 ct/kWh, 2025 bei 4,51 ct/kWh, obwohl das allgemeine Preisniveau eher gestiegen ist. Deutlicher zeigt es der Profilfaktor, das Verhältnis des Marktwerts Solar zum durchschnittlichen Börsenpreis: Er fiel von 0,84 im Jahr 2023 auf rund 0,5 im Jahr 2025. Eine Kilowattstunde Solarstrom ist am Markt also nur noch etwa halb so viel wert wie eine durchschnittliche Kilowattstunde. Auch übers Jahr schwankt der Wert enorm: 2025 lag er zwischen 1,8 ct/kWh im Juni und 11,5 ct/kWh im Januar. Wie aus anzulegendem Wert und Marktwert die Marktprämie eines Solarparks wird, rechnet Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient Schritt für Schritt vor.

Warum sind negative Preise eine Chance für Batteriespeicher?

Ein Batteriespeicher wird in negativen Stunden fürs Laden bezahlt: Er nimmt den Strom auf, für dessen Abnahme der Markt gerade Geld bietet, und verkauft ihn wieder, wenn er knapp und teuer ist. Was für unflexible Erzeuger ein Erlösrisiko ist, ist für Flexibilität eine Ertragsquelle. Konkret wirkt das über drei Kanäle:

• Bezahltes Laden: In den 573 negativen Stunden des Jahres 2025 erhielt ein ladender Speicher Geld, statt welches zu zahlen. Das senkt die Einkaufskosten der Arbitrage unmittelbar.
• Wachsender Spread: Der durchschnittliche tägliche Abstand zwischen den günstigsten und den teuersten Stunden im Day-Ahead-Markt stieg von rund 117 €/MWh im Jahr 2024 auf rund 130 €/MWh im Jahr 2025. Je tiefer die Mittagspreise fallen, desto weiter öffnet sich diese Schere.
• Mehr verwertbare Volatilität: Häufigere Extremstunden bedeuten mehr Tage, an denen sich ein voller Lade- und Entladezyklus lohnt.

Wie ein Speicher diese Erlöse über Day-Ahead, Intraday und Regelenergie im Detail einsammelt, erklärt Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie; welche Renditespannen daraus realistisch werden, ordnet Batteriespeicher-Rendite: Woher die Erträge kommen, und was realistisch ist ein.

Wie macht ein Speicher aus dem PV-Problem eine Ladechance?

Am deutlichsten zeigt sich die Arbeitsteilung, wenn Solarpark und Speicher am selben Netzverknüpfungspunkt stehen. Genau die Viertelstunden, in denen §51 EEG dem Solarpark die Vergütung streicht, sind für den Speicher daneben die günstigsten Ladefenster: Statt den Mittagsstrom abregeln zu lassen oder unvergütet einzuspeisen, lädt der Speicher ihn ein und verkauft ihn in die Abendspitze. Aus derselben Marktlage, die das reine Solarprofil schwächt, entsteht so ein zweiter Erlösstrom am selben Standort. Ob diese Co-located-Struktur einem Stand-alone-Speicher überlegen ist und wo ihre Grenzen liegen, vergleicht Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt im Detail.

Wo liegen die Grenzen der Speicher-Chance?

Die ehrliche Gegenrechnung: Der Vorteil des Speichers beruht auf einem Ungleichgewicht, und jeder neue Speicher arbeitet daran, es zu verkleinern. Je mehr Flexibilität ans Netz geht, desto stärker glätten sich die Preisspitzen, von denen alle Speicher leben; die Kannibalisierung, die heute die Solarerlöse drückt, erreicht mit wachsendem Zubau auch die Speicherseite. Hinzu kommt der regulatorische Rahmen, der sich in einem so schnell wachsenden Markt ebenfalls schnell ändern kann; das Solarspitzengesetz selbst ist dafür das beste Beispiel. Rekordjahre wie 2025 lassen sich deshalb nicht einfach zwanzig Jahre fortschreiben. Wie sich Marktgröße, Zubau und Netzanschluss-Warteschlangen entwickeln, ordnet Batteriespeicher-Markt Deutschland: Zahlen, Treiber, und warum „jetzt“ ein Datum hat ein; die strukturellen Risiken einer Speicher-Beteiligung sortiert Risiken bei BESS-Direktbeteiligungen, und wie sie strukturell adressiert werden.

Was heißt das für Anleger?

Negative Strompreise verschieben Wert von unflexibler Erzeugung zu Flexibilität; das ist die Kernbotschaft hinter allen Einzelzahlen. Für ein reines Solarprofil heißt das: konservativ kalkulieren. Eine Projektrechnung, die Marktwerte der Vergangenheit fortschreibt und die unvergüteten Stunden ignoriert, ist zu optimistisch; die richtige Frage an jeden Anbieter lautet, mit welchem Marktwertverlauf und wie vielen Negativstunden kalkuliert wurde. Für Batteriespeicher und PV-Speicher-Kombinationen wirkt derselbe Trend stützend, ersetzt aber keine saubere Projektprüfung: Auch Speichererlöse sind Marktgrößen mit Spannen, keine Garantien. Unabhängig vom Marktprofil bleibt der zweite Hebel die Steuerseite: Eine unternehmerische Direktbeteiligung an einem Solarpark oder Speicher lässt sich über den Investitionsabzugsbetrag nach §7g EStG strukturieren; wie das konkret rechnet, zeigt IAB nach §7g EStG: Beispielrechnung für Batteriespeicher.

Ob ein konkretes Projekt von diesen Mechanismen profitiert oder unter ihnen leidet, steht nicht im Werbematerial, sondern in den Erlösannahmen. Genau die gehen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch durch: Vergütungsstruktur, Marktwert-Annahmen, Speicher-Kombination und Steuerwirkung, an realen Projektzahlen statt an Schlagworten.