Negative Strompreise und PV-Freifläche: Was seit 2025 für neue Anlagen gilt

Was passiert mit meiner Vergütung, wenn der Strompreis negativ ist?

Fällt der Spotmarktpreis ins Minus, entfällt die Marktprämie bei Anlagen unter dem Solarspitzengesetz schon ab der ersten negativen Viertelstunde. Eine Mindestdauer zusammenhängender negativer Stunden gibt es für diese Anlagen nicht mehr. Der Strom wird weiterhin abgenommen und eingespeist — gefördert wird er in diesen Zeiten nur eben nicht (Clearingstelle EEG|KWKG, häufige Rechtsfrage Nr. 264).

Das Solarspitzengesetz ist seit dem 25.02.2025 in Kraft. Für neue Anlagen sinkt der anzulegende Wert in negativen Viertelstunden auf null; die früheren Schwellen von vier bzw. drei zusammenhängenden negativen Stunden gelten für sie nicht mehr (Klimaschutz- und Energieagentur Niedersachsen). Welche Fassung des § 51 EEG 2023 auf ein konkretes Projekt anzuwenden ist, richtet sich nach Inbetriebnahmedatum und Anlagengröße — nachvollziehen lässt sich das anhand der Unterlagen im Datenraum.

Um Vergütungslaufzeit, Anschlussvergütung und die Zeit nach dem Förderzeitraum geht es hier nicht; dazu finden Sie die Einordnung im Beitrag 20 Jahre EEG — und dann?.

Wie oft kommen negative Strompreise überhaupt vor?

2025 waren die Day-Ahead-Preise in Deutschland/Luxemburg in 573 von 8.760 Stunden negativ, 2024 in 457 von 8.784 Stunden (Bundesnetzagentur, Pressemitteilung vom 05.01.2026). 2023 waren es 301 Stunden (pv magazine, 03.01.2025). Das entspricht rund 6,5 % (2025) bzw. 5,2 % (2024) der Jahresstunden.

Eine gerade Linie ergibt diese Entwicklung allerdings nicht: Im ersten Halbjahr 2026 wurden 291 negative Stunden gezählt, rund ein Viertel weniger als im ersten Halbjahr 2025 mit 389 Stunden (Auswertung der naturstrom AG auf Basis von SMARD-/ENTSO-E-Daten, pv magazine, 01.07.2026). Dafür fallen die Ausschläge tiefer aus: Der niedrigste Preis im ersten Halbjahr 2026 lag bei −499,99 €/MWh, gegenüber rund −250 €/MWh im Jahr 2025 (zfk, Übersicht negative Strompreise 2026).

Für eine Prognose heißt das: Ein einzelnes Jahr fortzuschreiben, trägt nicht. Sinnvoll ist eine Bandbreite. Eine Untersuchung von Fraunhofer IEE und ISE kommt laut BEE-Stellungnahme zur EEG-Novelle 2027 zu dem Ergebnis, dass auch bei starkem Flexibilitätsausbau 300 bis 500 negative Stunden pro Jahr verbleiben.

Bekomme ich die ausgefallenen Stunden später zurück?

Teilweise. § 51a EEG 2023 verlängert den Zahlungszeitraum um die ausgefallenen Viertelstunden, bei Solaranlagen allerdings multipliziert mit dem Faktor 0,5 (Gesetzestext § 51a EEG 2023). Die Verlängerung greift erst nach Ende der regulären Förderlaufzeit — für den Cashflow der ersten 20 Jahre gibt es also keinen Ausgleich.

Angerechnet wird über ein monatlich gewichtetes Volllastviertelstunden-Kontingent: etwa 87 im Januar, 508 im Juni und 73 im Dezember (§ 51a EEG 2023). Ausfälle in sonnenreichen Sommerstunden wirken sich deshalb anders aus als Ausfälle im Winter. Wer eine Wirtschaftlichkeitsrechnung prüft, sollte erkennen können, ob und wie diese Verlängerung angesetzt wurde — und ob sie realistisch erst nach dem 20. Jahr erscheint.

Wie stark trifft das meine Erlöse konkret?

Der Jahresmarktwert Solar lag 2025 bei 4,508 ct/kWh (netztransparenz.de, Marktwertübersicht). Die Saisonalität ist erheblich: Im Mai 2025 lag der Monatsmarktwert unter 2 ct/kWh, im November 2025 bei 9,102 ct/kWh — in diesem Monat gab es erstmals seit Februar keine negativen Preisstunden (pv magazine, 09.12.2025). Im Oktober 2025 lag der Marktwert Solar bei 6,980 ct/kWh bei 199 negativen Viertelstunden (pv magazine, 07.11.2025). Negative Stunden und Marktwert hängen also zusammen.

Als Orientierung für das Vergütungsniveau neuer Freiflächenprojekte dient die Ausschreibung: Beim Gebotstermin 01.07.2026 lag der mengengewichtete Zuschlagswert im ersten Segment bei 4,79 ct/kWh, die Spanne bei 4,38 bis 4,97 ct/kWh (Bundesnetzagentur).

Beispielrechnung (rein illustrativ, kein Ertragsversprechen): Unterstellt man, dass 7 % der Jahresstunden negative Preise aufweisen und dass in diesen Stunden 10 % der Jahresproduktion einer Freiflächenanlage anfallen, würden rechnerisch 10 % der erzeugten Kilowattstunden ohne Marktprämie bleiben. Der Strom wird weiter eingespeist, er erzielt in diesen Viertelstunden aber keinen Förderanspruch. Die tatsächlichen Werte hängen vom Standort, vom Erzeugungsprofil, von der Vermarktungsform und von der Preisentwicklung ab und können deutlich abweichen.

Welche Annahmen muss ich in der Wirtschaftlichkeitsrechnung finden?

Eine nachvollziehbare Rechnung legt offen, mit welchen Preis- und Ausfallannahmen sie arbeitet. Prüfen Sie mindestens diese Punkte:

• unterstellte Zahl negativer Viertelstunden pro Jahr und deren Anteil an der Jahresproduktion
• unterstellter Marktwert Solar bzw. PPA-Preis und dessen Entwicklung über die Laufzeit
• Berücksichtigung von § 51a EEG 2023 (Faktor 0,5, Wirkung erst nach Ende der regulären Laufzeit)
• Inbetriebnahmejahr bzw. Gebotstermin des Zuschlags — daraus ergibt sich die anwendbare Fassung des § 51 EEG 2023
• eine Sensitivitätsrechnung: Was passiert bei doppelter Anzahl negativer Stunden?

Trennen Sie dabei zwei Ebenen: Das Ertragsgutachten beschreibt die erzeugte Menge, die Erlösrechnung den Preis je Kilowattstunde. Wie Sie die Mengenseite einordnen, behandelt der Beitrag P90 im Ertragsgutachten einer PV-Anlage richtig lesen. Steuerliche Effekte wie der Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG — ein vorgezogener gewinnmindernder Abzugsbetrag (keine Abschreibung im engeren Sinn), erklärt im Beitrag zum Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG — verändern die Steuerlast, nicht die Erzeugungs- bzw. Vermarktungserlöse. Ob der IAB nutzbar ist, hängt von der individuellen steuerlichen Situation ab und ist mit dem Steuerberater zu klären.

Ändert sich das mit dem EEG 2027 noch einmal?

Möglicherweise. Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 (Kabinettbeschluss vom 29.07.2026) sieht vor, die §§ 51 und 51a neu zu fassen: In Zeiten negativer Preise sollen danach sowohl der Förderanspruch als auch eine neu vorgesehene Zahlungspflicht entfallen, ausgefallene Zeiten sollen an den Zahlungszeitraum angehängt werden (Entwurfsstand nach BT-Drs. 21/7867, dort §§ 51, 51a des Entwurfs; BMWE-Gesetzentwurf; ergänzend BT-Drs. 21/8298 (Stellungnahme des Bundesrates und Gegenäußerung)).

Geltendes Recht ist das noch nicht: Der Entwurf ist nicht in Kraft, das parlamentarische Verfahren und die EU-beihilferechtliche Prüfung laufen, Änderungen im weiteren Verfahren sind möglich. Für Anleger heißt das praktisch: Projekte mit unterschiedlichem Inbetriebnahmejahr können verschiedenen Regelwerken unterliegen. Lassen Sie sich im Datenraum dokumentieren, welche Fassung für die konkrete Anlage gilt.

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Auf der Systemsprung-Plattform finden Sie kuratierte PV-Projekte mit vollständigem Datenraum vor der Zeichnung, einem Cashflow-Rechner mit 40-Jahres-Sicht und der Begleitung durch Berater. Prognosen sind unverbindlich und beruhen auf Annahmen, die sich ändern können. Investitionen in Photovoltaikanlagen sind mit Risiken bis zum teilweisen oder vollständigen Verlust des eingesetzten Kapitals verbunden. Dieser Beitrag stellt keine Anlage-, Rechts- oder Steuerberatung dar; Rechtsstand der genannten Quellen ist jeweils angegeben.