In den letzten Jahren hat sich die Häufigkeit negativer Strompreise am deutschen Day-Ahead-Markt stark erhöht. Während die Marktpreise in einigen Stunden unter -50 €/MWh fallen, fehlt es häufig an wirksamen finanziellen Anreizen und an der technischen Infrastruktur, um Wind- und Photovoltaikanlagen schnell abzuregulieren. Das führt zu überhöhten Kosten für das EEG-Konto, teuren Redispatch-Eingriffen und gefährdet langfristig die Stabilität des Stromsystems.
Struktureller Anstieg negativer Preisstunden im Day-Ahead-Handel
Die Bundesnetzagentur dokumentiert einen kontinuierlichen Anstieg negativer Börsenpreise:
- 2023: 301 Stunden mit Day-Ahead-Preis < 0 €/MWh (Quelle S1)
- 2024: 457 Stunden (Quelle S1)
- 2025: 573 Stunden, das entspricht rund 6,5 % aller Jahresstunden (Quelle S2)
Der Anstieg ist vor allem auf den rasanten Zubau fluktuierender Erzeugung (Wind und Solar) bei gleichzeitig unflexibler Nachfrage und zögerlichem Netzausbau zurückzuführen.
Gesetzliche Rahmenbedingungen: § 51 EEG, § 51a EEG und das Solarspitzengesetz
Seit dem Inkrafttreten des Solarspitzengesetzes am 25. Februar 2025 wurde die Förderstopp-Schwelle für Neuanlagen auf die erste negative Viertelstunde gesenkt ( Förderstopp-Schwelle: 1. Viertelstunde, 2025, eingeführt durch § 51 Abs. 1 EEG). Damit entfällt die EEG-Vergütung bereits ab der ersten Viertelstunde, in der der Börsenpreis negativ ist.
Der Nachholmechanismus nach § 51a EEG verlängert den 20-jährigen Förderzeitraum um die Zeiten, in denen aufgrund negativer Preise keine Vergütung gezahlt wurde. Dieser Ausgleich reduziert den unmittelbaren finanziellen Druck auf Betreiber, die in einer negativen Preisphase keine Erlöse erzielen.
Wie wirkt § 51a EEG für betroffene PV-Anlagen?
§ 51a EEG berechnet die entgangenen Vergütungszeiten (Stunden oder Viertelstunden) und hängt sie an das reguläre Ende der 20-jährigen Förderdauer an. So erhalten Betreiber nachträglich eine Kompensation, die die Lücke zwischen Marktpreisen und garantierter Vergütung schließen kann.
Finanzielle Anreize und ihr tatsächliches Wirken bei Windkraft
Eine Studie von Lion Hirth (2026) zeigt, dass trotz eines klaren Anreizes nur etwa die Hälfte der Windkraftanlagen bei Preisen unter -50 €/MWh im Jahr 2025 tatsächlich abgeregelt wurde. Der Anteil ungedrosselter Windenergie lag bei ca. 50 % (Quelle S3).
Die fehlende Reaktion wird teilweise mit dem Vertrauensschutz älterer Bestandsanlagen erklärt, die weiterhin feste Einspeisevergütungen erhalten, sowie mit fehlenden technischen Steuerungsoptionen.
Finanzielle Anreize und ihr tatsächliches Wirken bei Photovoltaik
Im PV-Sektor fehlt es laut Hirths Analyse fast bei zwei Dritteln der Anlagen an einem finanziellen Anreiz zur Drosselung, weil sie weiterhin eine Marktprämie oder Einspeisevergütung erhalten, selbst wenn die Börsenpreise negativ sind.
Nur ein Fünftel der von den negativen Preisen betroffenen PV-Anlagen reduzierte ihre Einspeisung. In Zahlen ausgedrückt:
- 2025: Etwa 6 TWh Solarstrom wurden erzeugt, davon wurden 5,4 TWh (≈ 90 %) nicht abgeregelt – die Abregelungsquote lag bei ca. 16 %.
- 2026 (bis August): 6 TWh Solarstrom, davon 1,3 TWh abgeregelt – Quote ca. 23 % bei bereits 401 negativen Stunden.
Die geringe Reaktionsrate erhöht die Differenzkosten zwischen Marktpreisen und garantierten Vergütungen und belastet das EEG-Konto erheblich.
Technische Engpässe: Verzögerter Smart-Meter- und Steuerboxen-Rollout
Selbst wenn ein Marktpreisrisiko besteht, fehlt es im PV-Segment unter 100 kW häufig an der notwendigen Fernsteuerbarkeit. Eine Ausnahmeregelung (§ 51 Abs. 1 EEG) befreit Kleinanlagen von der Pflicht zum Smart-Meter-Einbau bis zum Ende des Einbaujahres eines intelligenten Messsystems (2025). Ohne Smart-Meter oder Steuerbox können Betreiber keine sekundengenaue Abschaltung auf Netzsignalbasis durchführen.
Der bundesweite Rollout von Smart-Meter-Gateways und Steuerboxen verläuft weiterhin schleppend, sodass Hunderttausende Dachanlagen physisch nicht auf das Markt-Signal reagieren können.
Folgen für das EEG-Konto und Redispatch-Kosten
Ungebremste Einspeisung bei hohem Überschuss treibt die Kosten für das EEG-Konto in die Milliardenhöhe. Gleichzeitig müssen Übertragungsnetzbetreiber teure Redispatch-Maßnahmen ergreifen, um das Netz stabil zu halten. Die Kombination aus fehlenden Anreizen, technischer Trägheit und steigenden Negativpreis-Stunden führt zu einer erheblichen finanziellen Belastung des Stromsystems.
FAQ – Häufig gestellte Fragen
- Warum speisen Anlagenbetreiber bei negativen Strompreisen überhaupt weiter ein? Ältere Bestandsanlagen genießen Vertrauensschutz und erhalten feste Einspeisevergütungen oder Marktprämien, unabhängig vom Börsenpreis. Zudem fehlen bei vielen neueren Anlagen technische Steuerungen und vertragliche Mindestvergütungen schützen die Betreiber vor dem Marktsignal.
- Was regelt § 51a EEG für betroffene PV-Anlagen? Der Paragraph bietet einen Ausgleich für entgangene Vergütungszeiten: Stunden oder Viertelstunden, in denen der Zahlungsanspruch wegen negativer Preise entfiel, werden rechnerisch ermittelt und an das reguläre Ende der 20-jährigen Förderdauer angehängt.
Gegenmaßnahmen und Ausblick
Um die Kosten für das EEG-Konto zu senken und die Netzstabilität zu sichern, sind mehrere Handlungsfelder nötig:
- Finanzielle Anreize stärken: Weiterentwicklung von Marktprämien-Modellen, die bei negativen Preisen klare Drosselungsanreize schaffen.
- Technische Ausstattung beschleunigen: Flächendeckender Rollout von Smart-Meter-Gateways und Steuerboxen, insbesondere für Anlagen unter 100 kW, um eine sekundengenaue Fernsteuerung zu ermöglichen.
- Regulatorische Feinjustierung: Anpassung von § 51 EEG, um die Förderstopp-Schwelle flexibel an Marktbedingungen anzupassen, und klare Vorgaben für Direktvermarkter, die Negativpreis-Risiken nicht pauschal abwälzen.
- Speicherintegration fördern: Investitionen in stationäre und dezentrale Speicher, um überschüssige Energie zu speichern und bei Bedarf wieder einzuspeisen.
Nur ein Zusammenspiel von verbesserten Anreizen, technischer Infrastruktur und angepasster Gesetzgebung kann die aktuelle Diskrepanz zwischen Marktpreissignal und realem Anlagenverhalten schließen.
Fazit
Der Anstieg negativer Strompreis-Stunden in den Jahren 2023-2025 hat die Schwäche des deutschen Regelwerks und der technischen Ausstattung deutlich gemacht. Trotz gesetzlicher Vorgaben wie dem Solarspitzengesetz und § 51a EEG reagieren viele Wind- und PV-Anlagen nicht auf das Markt-Signal, weil finanzielle Anreize fehlen oder die notwendige Fernsteuerung nicht vorhanden ist. Diese Lücke führt zu hohen Subventionszahlungen, teuren Redispatch-Maßnahmen und gefährdet die Systemstabilität. Ein gezielter Ausbau von Smart-Meter-Technologien, klarere finanzielle Anreize und eine konsequente Weiterentwicklung der gesetzlichen Rahmenbedingungen sind unerlässlich, um die Kosten zu senken und die Flexibilität des Stromsystems zu erhöhen.
