Negative Strompreise bei Photovoltaik: Was Investoren 2026 wirklich wissen müssen

PHOTOVOLTAIK DIREKTINVESTMENT

Negative Strompreise treffen 16 Prozent der Solarerzeugung. Musterrechnung an einer 276-kWp-Anlage, der gesetzliche Ausgleich nach §51a EEG und was für die Rendite wirklich bleibt.

Was negative Strompreise sind – und warum sie ausgerechnet mittags entstehen

Negative Strompreise bei Photovoltaik sind das Thema, zu dem Investoren uns 2026 die meisten Fragen stellen – und dasjenige, zu dem im Netz die meisten Halbwahrheiten kursieren. Dieser Beitrag rechnet den Effekt an einer realen Musteranlage vor, benennt die Größenordnung offen und zeigt, warum ein Solarinvestment auch mit diesem Effekt zu den stabilsten Anlageformen gehört, die der deutsche Markt derzeit hergibt.

An der Strombörse EPEX Spot treffen Angebot und Nachfrage im Viertelstundentakt aufeinander. Erzeugen Wind- und Solaranlagen an einem sonnigen Sonntag mehr Strom, als Haushalte und Industrie in diesem Moment abnehmen können, muss die Überschussmenge trotzdem untergebracht werden. Der Preis rutscht dann unter null. Wer Strom abnimmt, bekommt Geld dafür.

Der entscheidende Punkt liegt im Zeitpunkt: Dieser Zustand tritt fast ausschließlich zwischen 11 und 15 Uhr ein. Also genau dann, wenn jede Photovoltaikanlage in Deutschland ihre Tagesspitze fährt. Deshalb ist der Anteil der betroffenen Strommenge deutlich höher als der Anteil der betroffenen Stunden – ein Zusammenhang, an dem die meisten Überschlagsrechnungen scheitern.

Negative Strompreise 2025 und 2026: die belastbaren Zahlen

2025 war ein Rekordjahr. An 573 von 8.760 Stunden lag der Day-Ahead-Preis unter null – über 100 Stunden mehr als im bisherigen Höchstjahr 2024 mit 457 Stunden. Analysten sagten für 2026 zwischen 700 und 900 Stunden voraus.

Eingetreten ist das nicht. Das erste Halbjahr 2026 schloss mit 299 negativen Stunden ab, gegenüber 389 Stunden im Vorjahreszeitraum. Ein Rückgang um 23 Prozent. Netzausbau, wachsende Batteriekapazitäten und flexible Großverbraucher beginnen zu greifen. Die einzelnen Negativstunden fielen dafür tiefer aus: Am 1. Mai 2026 rutschte der Preis kurzzeitig auf minus 50 Cent je Kilowattstunde.

Für Anlagenbetreiber zählt jedoch eine andere Zahl. Nach Auswertung der ENTSO-E-Daten fielen 2025 genau 15,97 Prozent der gesamten deutschen Solarerzeugung in Stunden mit negativem Preis. Im Juni 2025 waren es im Monatsmittel 46 Prozent, an einzelnen Feiertagen über 80 Prozent. Wir kalkulieren durchgehend mit 16 Prozent – einzelne Auswertungen kommen je nach Abgrenzungsmethode auf bis zu 23 Prozent.

Wann eine Anlage überhaupt betroffen ist

Ob und ab wann die Vergütung entfällt, entscheidet allein das Datum der Inbetriebnahme in Verbindung mit der Anlagengröße. Ältere Anlagen genießen Bestandsschutz – ein Punkt, der in Verkaufsgesprächen regelmäßig untergeht.

Inbetriebnahme	Regelung greift ab	Auslöser
vor 01.01.2016	nicht betroffen	–
2016 bis 2022	ab 500 kW	6 zusammenhängende Stunden
01.01.2023 – 24.02.2025	ab 400 kW	4 bzw. 3 Stunden
ab 25.02.2025	ab 2 kWp	erste negative Viertelstunde

Eine Dachanlage mit 280 kWp, die im Januar 2025 ans Netz ging, ist von der Regelung vollständig ausgenommen. Dieselbe Anlage, zwei Monate später in Betrieb genommen, verliert die Vergütung ab der ersten negativen Viertelstunde. Prüfen Sie diesen Punkt bei jedem Angebot – er verschiebt die Renditerechnung um mehr als einen Prozentpunkt.

Der gesetzliche Ausgleich nach § 51a EEG

Der Gesetzgeber hat einen Ausgleichsmechanismus geschaffen. Jede Viertelstunde ohne Vergütung wird erfasst, und der zwanzigjährige Förderzeitraum verlängert sich am Ende entsprechend. Die Anlage produziert dann weiter zum vertraglich festgelegten Satz.

Ein Detail wird dabei häufig unterschlagen: Für Solaranlagen gilt seit dem Solarspitzen-Gesetz vom 25. Februar 2025 der Faktor 0,5. Nachgeholt wird also nur die Hälfte der ausgefallenen Zeit, die andere Hälfte entfällt endgültig. Wer Ihnen erzählt, es gebe „hundert Prozent Ausgleich, kein Verlust”, rechnet mit der Rechtslage von vor 2025.

Hinzu kommt der Zeitwert. Ein Euro, der erst in Jahr 21 fließt, ist bei fünf Prozent Kalkulationszins heute rund 36 Cent wert. Wir weisen beides offen aus, weil eine Kalkulation nur dann belastbar ist, wenn sie auch die unbequeme Seite abbildet.

Musterberechnung: eine 276-kWp-Dachanlage im Detail

Die folgende Rechnung stammt aus unserem laufenden Portfolio. Sie lässt sich auf jede andere Anlage übertragen – es ändern sich nur Leistung, Ertrag und Vergütungssatz.

Grunddaten der Musteranlage	Wert
Anlagenleistung	276,64 kWp
Jahresertrag laut Ertragsgutachten	276.360 kWh
EEG-Vergütung (anzulegender Wert)	9,86 ct/kWh
Investitionssumme	363.000 €
Jahreserlös bei voller Vergütung	27.249 €

Bei 16 Prozent Erzeugungsanteil in negativen Stunden fallen 44.135 Kilowattstunden in Zeitfenster ohne Vergütung. Das entspricht 4.352 Euro. Die verbleibenden 232.225 Kilowattstunden werden regulär vergütet und ergeben eine sofortige Jahresauszahlung von 22.897 Euro – 84 Prozent des ungestörten Erlöses.

Von den 4.352 Euro kommen 2.176 Euro über die Laufzeitverlängerung zurück, die den Förderzeitraum um rund 1,6 Jahre auf 21,6 Jahre streckt. Die anderen 2.176 Euro entfallen endgültig.

Auf die Rendite bezogen: Die Verzinsung vor Steuer sinkt von 7,50 auf 6,30 Prozent, unter Berücksichtigung der Nachholung auf 6,52 Prozent. Nach Steuern verbleiben in unserer Modellrechnung 9,18 Prozent statt 10,92 Prozent – eine Einbuße von 1,74 Prozentpunkten.

Weil der Erzeugungsanteil in negativen Stunden von Jahr zu Jahr mit Wetter, Zubau und Netzausbau schwankt, rechnen wir jedes Angebot über eine Bandbreite statt über einen Punktwert. Die Spanne zeigt, wie robust die Kalkulation ist:

Szenario	Günstig	Erwartungsfall	Angespannt	Ungünstig
Anteil neg. Erzeugung	10 %	16 %	20 %	24 %
Sofortige Auszahlung	24.524 €	22.897 €	21.799 €	20.709 €
Auszahlungsquote	90 %	84 %	80 %	76 %
Laufzeitverlängerung	+1,00 J	+1,60 J	+2,00 J	+2,40 J

Selbst am ungünstigen Rand der Spanne bleiben drei Viertel des Jahreserlöses sofort verfügbar, und die Förderdauer verlängert sich um fast zweieinhalb Jahre. Ein Szenario, in dem die Anlage ihre Wirtschaftlichkeit verliert, existiert innerhalb realistischer Marktannahmen nicht.

Was ein Batteriespeicher wirklich bringt

Die naheliegende Antwort lautet: speichern statt einspeisen. Rechtlich funktioniert das einwandfrei. Die Clearingstelle EEG hat klargestellt, dass für die Vergütung der Zeitpunkt der Ausspeicherung zählt, nicht der Zeitpunkt der Erzeugung. Wird mittags bei Negativpreis geladen und abends bei positivem Preis eingespeist, besteht der volle Vergütungsanspruch.

Wirtschaftlich trägt sich die Idee bei den heutigen Preisen dennoch nicht. Wir haben es für die Musteranlage durchgerechnet: Ein 200-Kilowattstunden-Speicher kostet bei ambitionierten 250 Euro je Kilowattstunde 50.000 Euro und erwirtschaftet über seine fünfzehnjährige Nutzungsdauer rund 20.500 Euro. Unter dem Strich bleibt ein Fehlbetrag von etwa 29.500 Euro.

Der Grund liegt nicht im Einkaufspreis, sondern in der Auslastung. Für diesen Zweck fährt die Batterie nur 96 volle Ladezyklen im Jahr. Technisch könnte sie 6.000 leisten, altert aber nach fünfzehn Jahren unabhängig von der Nutzung. Bezahlt wird die volle Zyklenfestigkeit, genutzt wird knapp ein Viertel davon.

Die wirtschaftlich richtige Antwort ist eine Abregelsteuerung. Sie schaltet die Anlage bei negativen Preisen ab, kostet einen niedrigen vierstelligen Betrag statt 50.000 Euro und erreicht das eigentliche Ziel zuverlässig: keine Kosten in Negativstunden. Wirtschaftlich werden Speicher dort, wo täglich gehandelt wird – an zentralen Standorten mit 300 bis 400 Zyklen im Jahr, nicht an der einzelnen Dachanlage.

Drei Denkfehler, die immer wieder auftauchen

In Gesprächen mit Investoren begegnen uns dieselben drei Fehlschlüsse. Wer sie kennt, bewertet jedes Angebot am Markt zutreffender.

Erstens: Von Stunden auf Menge schließen. Die 573 negativen Stunden des Jahres 2025 entsprechen 6,5 Prozent aller Jahresstunden. Daraus folgt aber kein Ertragsausfall von 6,5 Prozent. Weil die Negativstunden mit der Erzeugungsspitze zusammenfallen, liegt der betroffene Mengenanteil bei rund 16 Prozent – dem Zweieinhalbfachen. Rechnungen, die den Stundenanteil verwenden, unterschätzen den Effekt systematisch.

Zweitens: Die Nachholung mit heutigem Geld gleichsetzen. Der Ausgleich nach § 51a EEG ist real, aber er wirkt erst nach Jahr 20. Bei fünf Prozent Kalkulationszins ist ein Euro aus Jahr 21 heute rund 36 Cent wert. Wer die nachgeholten Beträge unabgezinst in die Rendite einrechnet, kommt auf zu freundliche Zahlen. Zusammen mit dem Faktor 0,5 bleibt vom nominalen Ausfall ein Barwertschaden von etwa zwei Dritteln.

Drittens: Das Inbetriebnahmedatum übersehen. Bei Bestandsanlagen zwischen 100 und 400 Kilowatt entscheidet ein einziges Datum darüber, ob die Regelung überhaupt greift. Vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen bedeutet: kein Ausfall, keine Abregelung, volle Vergütung. Beim Kauf einer Bestandsanlage ist das die erste Zahl, die im EEG-Bescheid geprüft gehört – noch vor dem Ertragsgutachten.

Warum Solarinvestments trotzdem funktionieren

Bei aller Offenheit über den Effekt: Der entscheidende Punkt geht in der Diskussion regelmäßig unter. Ihr Vergütungssatz ist für zwanzig Jahre gesetzlich fixiert und von Börsenpreisen vollständig unabhängig. Fällt der Strompreis, ändert das an Ihrem anzulegenden Wert nichts.

Betroffen ist ausschließlich die Menge, nicht der Preis. Damit tragen Sie – anders als bei einem Direktvermarktungsvertrag ohne Förderung oder einem PPA – kein Marktpreisrisiko. Der Effekt ist nach oben begrenzt: Selbst im ungünstigen Szenario mit 24 Prozent fließen noch mehr als drei Viertel des Jahreserlöses sofort.

Dazu kommt die steuerliche Seite. Der Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG erlaubt 50 Prozent, die Sonderabschreibung weitere 40 Prozent, ergänzt um die degressive Abschreibung von 15 Prozent. Der Investitionsbooster ist bis zum 31. Dezember 2027 mit der Sonder-AfA kombinierbar. Genau diese Kombination hebt die Vorsteuerrendite von 6,52 auf 9,18 Prozent nach Steuern.

So gehen wir bei SunShine damit um

Wir rechnen den Effekt in jedes Angebot ein, statt ihn wegzudiskutieren. Jeder Investor bekommt die Musterkalkulation mit ausgewiesener Bandbreite von 10 bis 24 Prozent Erzeugungsanteil – nicht nur den freundlichsten Fall.

Beim Betrieb greift die Energy Management GmbH ein: Alle Anlagen laufen mit einer Direktvermarktung, deren Vertrag eine saubere Abschaltklausel für Negativstunden enthält. Damit ist ausgeschlossen, dass in tiefen Negativstunden Kosten entstehen. Über 190 Anlagen mit rund 95 MWp und mehr als 650 Investoren werden so betreut, mit über 23 Jahren Erfahrung im Bestand.

Beim Kauf profitieren Sie zusätzlich davon, dass wir direkt beim Hersteller einkaufen – ohne Makler und ohne Aufschlag. Der 40-Jahre-Pachtvertrag über 20 plus zweimal 10 Jahre ist im Kaufpreis enthalten. Das ist der Grund, warum die Anlage auch nach Ablauf der EEG-Förderung und der zusätzlichen 1,6 Jahre Verlängerung weiter für Sie arbeitet.

Häufige Fragen zu negativen Strompreisen

Muss ich bei negativen Strompreisen sogar Geld draufzahlen?
Nicht bei ordnungsgemäßer Direktvermarktung. Der Vertrag mit dem Direktvermarkter regelt die Abschaltung in diesen Zeitfenstern, sodass keine Zahlungspflicht entsteht. Ohne entsprechende Klausel kann es bei Preisen von minus 50 Cent je Kilowattstunde jedoch teuer werden. Prüfen Sie diesen Punkt vor Vertragsabschluss – er gehört zu den wichtigsten Details, die beim Kauf einer Bestandsanlage übersehen werden.

Lohnt sich ein Batteriespeicher, um negative Stunden zu vermeiden?
Technisch und rechtlich funktioniert das, wirtschaftlich rechnet es sich derzeit nicht. Ein 200-Kilowattstunden-Speicher kostet rund 50.000 Euro und erwirtschaftet über fünfzehn Jahre etwa 20.500 Euro. Der Grund ist die geringe Auslastung von nur 96 Ladezyklen pro Jahr. Sinnvoll ist stattdessen eine Abregelsteuerung, die einen Bruchteil kostet und dasselbe Ziel erreicht.

Wird sich der Effekt in den kommenden Jahren verschärfen?
Prognosen für 2026 lagen bei 700 bis 900 Stunden. Tatsächlich schloss das erste Halbjahr mit 299 Stunden ab und lag damit 23 Prozent unter dem Vorjahreszeitraum. Netzausbau, Speicherzubau und flexible Verbraucher wirken dem Effekt entgegen. Der weitere Verlauf hängt vom Ausbautempo ab. Unsere Kalkulationen bilden deshalb eine Bandbreite bis 24 Prozent ab.

Rechnen Sie mit belastbaren Zahlen – wir liefern sie Ihnen

Negative Strompreise kosten eine Photovoltaikanlage im Erwartungsfall rund 16 Prozent des Jahreserlöses. Etwa die Hälfte davon kommt über die verlängerte Förderdauer zurück. Was bleibt, ist eine Nachsteuerrendite von 9,18 Prozent statt 10,92 Prozent bei einem gesetzlich fixierten Vergütungssatz über zwanzig Jahre.

Damit gehört die Photovoltaik-Kapitalanlage weiterhin zu den wenigen Anlageformen, die zweistellige Renditen im Vorsteuerbereich mit planbarem Ertragsprofil verbinden. Kein Mietausfall, kein Leerstand, keine Kursschwankung von minus 40 Prozent im Krisenjahr.

Sie möchten wissen, wie die Rechnung für eine konkrete Anlage aussieht? Wir erstellen Ihnen die vollständige Kalkulation mit allen drei Szenarien, geprüftem Inbetriebnahmedatum und Ihrer individuellen Steuersituation – kostenfrei und ohne Verpflichtung. Nehmen Sie Kontakt mit uns auf oder rufen Sie direkt an unter 0911-477335-50.

Einen Überblick über verfügbare Anlagen und die Grundlagen der Anlageform finden Sie auf unserer Seite zum Photovoltaik-Investment. Wer wissen möchte, wer hinter den Zahlen steht, findet die Antwort unter Über uns.

Rechtsgrundlagen: § 51 und § 51a EEG 2023 in der Fassung des Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts vom 25.02.2025. Steuerrechtlicher Stand: 01/2026. Steuerliche Angaben ohne Gewähr – eine individuelle Beratung wird empfohlen. Die Musterkalkulation beruht auf den genannten Annahmen; künftige Marktentwicklungen können davon abweichen.