Negative Strompreise entstehen, wenn das Stromangebot die Nachfrage übersteigt und konventionelle Kraftwerksbetreiber bereit sind, Geld zu zahlen, um nicht abregeln zu müssen. An der EPEX Spot sind sie seit 2008 zugelassen und für Photovoltaik-Anlagen ein wirtschaftlich relevantes Phänomen – das EEG sieht für längere Negativpreis-Phasen eine Kürzung der Marktprämie vor.
Wie sie entstehen
- Hohe Erneuerbaren-Erzeugung (PV + Wind) in Stunden geringer Nachfrage (Wochenende, Feiertage, Mittag)
- Müssen-Stromproduktion konventioneller Kraftwerke: Lastfolge-Restriktionen, KWK-Kopplung, Anfahrkosten
- Begrenzte Speicher- und Exportkapazitäten
- Niedrige Strompreis-Elastizität auf der Nachfrageseite
Häufigkeit 2024/2025
| Jahr | Stunden mit negativen Preisen | Min. Preis |
|---|---|---|
| 2019 | 211 | −90 €/MWh |
| 2022 | 69 (Gas-Krise) | −27 €/MWh |
| 2024 | 457 | −135 €/MWh |
| 2025 (Prognose) | 600–750 | −180 €/MWh |
EEG-Regelung zur Marktprämie
Das EEG 2025 sieht vor: Wenn der Spotmarktpreis 4 oder mehr aufeinanderfolgende Stunden negativ ist, entfällt die Marktprämie für diese Stunden. Bei dauerhaft hohem Negativpreis-Anteil können sich diese Förderlücken zu mehreren Prozent der Jahreserlöse summieren.
Auswirkung auf PV-Erlöse
- Erzeugung in Negativpreis-Stunden → Verkauf zu negativem Preis (Erzeuger zahlt drauf)
- Plus: keine Marktprämien-Auffüllung → doppelte Belastung
- Mitigation: kurzfristige Abregelung der Anlage durch Direktvermarktung-Steuersignal (technisch ab 25 kWp möglich)
- Mittelfristige Mitigation: Batteriespeicher-Integration zur Lastverschiebung
Praxisbeispiel
1-MWp-Park mit anzulegendem Wert 6,80 ct/kWh:
- Pfingstmontag, 12:00–16:00 Uhr: 4 Stunden negative Spotpreise (−18 bis −85 €/MWh)
- Erzeugung 4 MWh in diesem Fenster
- Spotmarkt-Erlös: ca. −180 € (Negative Auszahlung)
- Marktprämie: entfällt (4+ Stunden Negativpreis → EEG-Sanktionsregel)
- Gesamt-Ertragsverlust: ca. 270 € (gegenüber regulärer Vergütung)
Hochgerechnet auf 600 Negativpreis-Stunden pro Jahr (Prognose 2025) entstehen Erlös-Einbußen von 0,5–1,5 % der Jahreserlöse einer Solar-Anlage in Direktvermarktung.
Bedeutung für DCF-Bewertungen
Bei der Anlagenbewertung sollten Negativpreis-Effekte in der Cashflow-Prognose explizit berücksichtigt werden. Banken setzen 2026 typischerweise einen jährlichen Erlös-Abschlag von 0,8–1,5 % an – Tendenz steigend.
FAQ Negative Strompreise
Warum gibt es überhaupt negative Strompreise?
Konventionelle Kraftwerke können nicht beliebig schnell hoch- oder herunterfahren. In Stunden mit Überangebot zahlen Erzeuger, um nicht abregeln zu müssen, weil das Wiederanfahren mehr kostet.
Trifft die Marktprämien-Kürzung auch kleine Anlagen?
Anlagen unter 100 kWp in fester EEG-Einspeisevergütung sind nicht von der Kürzung betroffen. Anlagen ab 100 kWp in der Direktvermarktung dagegen ja.
Kann eine Anlage in Negativpreis-Stunden abgeregelt werden?
Ja, technisch möglich über das Smart-Meter-Gateway oder die Direktvermarktungs-Schnittstelle. Wirtschaftlich vorteilhaft, wenn der Negativpreis tiefer als die O&M-Kosten ist.
Lohnt sich ein Batteriespeicher zur Mitigation?
Ab Speicherpreisen unter 200 Euro pro kWh und mehr als 500 jährlichen Negativpreis-Stunden wird die Lastverschiebung wirtschaftlich attraktiv. Bei größeren Solarparks ab 1 MWp ist Speicher-Integration zunehmend Standard.
Wie wahrscheinlich sind noch mehr Negativstunden?
Mit dem geplanten PV-Ausbau auf 215 GWp bis 2030 wird die Anzahl voraussichtlich auf 1.500 bis 2.500 Stunden pro Jahr steigen, sofern Speicher und Sektorkopplung nicht parallel ausgebaut werden.
Hinweis: Allgemeine fachliche Information, keine Anlageberatung. Strommarkt-Mechanismen verändern sich regulatorisch laufend – aktuelle Werte und Verträge sollten mit qualifizierten Energiehändlern, Bankenpartnern und Steuerberatern abgestimmt werden.
