Negative Strompreise und Photovoltaik: Was Betreiber 2026 wirklich verlieren

Wer 2026 eine Photovoltaikanlage betreibt, verkauft Strom in einen Markt, in dem der Preis regelmäßig unter null fällt. Nach den Day-Ahead-Preisen der Gebotszone Deutschland/Luxemburg war der Börsenstrompreis vom 1. Januar bis 5. August 2026 in 1.521 von 20.828 Viertelstunden negativ – rund 380 Stunden, 7,3 Prozent des Zeitraums. Vier von fünf lagen zwischen 10 und 16 Uhr, also genau dann, wenn eine Dachanlage ihre höchste Leistung liefert.

Drei Fragen gehen dabei regelmäßig durcheinander: Wann fällt die Vergütung tatsächlich aus? Wie viel verliert man dadurch wirklich – und wie viel holt das Gesetz zurück? Und was lässt sich daran heute noch beeinflussen?

Was ein negativer Strompreis überhaupt ist

Am Day-Ahead-Markt wird Strom für den Folgetag versteigert. Trifft ein hohes, kurzfristig kaum abschaltbares Angebot auf schwache Nachfrage – typischerweise an sonnigen Wochenenden und Feiertagen –, muss ein Erzeuger dafür bezahlen, dass er einspeisen darf. Das Preissignal lautet: Diese Kilowattstunde wird gerade nicht gebraucht.

Rechtlich maßgeblich ist eine Definition, die seit Herbst 2025 anders aussieht als vorher. § 3 Nummer 42a EEG definiert den „Spotmarktpreis“ als den Preis, „der sich in der Preiszone für Deutschland aus der Kopplung der Orderbücher aller Strombörsen in der vortägigen Auktion von Stromviertelstundenkontrakten am Day-Ahead-Markt ergibt“. Es zählt also die Viertelstunde, nicht mehr die Stunde. Am 1. Oktober 2025 haben die Börsen erstmals Viertelstundenkontrakte der Marktkopplung zugrunde gelegt.

Das erklärt, warum für dasselbe Jahr 2025 vier verschiedene Zahlen kursieren, die alle korrekt sind:

Die drei EEG-Werte stammen aus der Pflichtveröffentlichung der Übertragungsnetzbetreiber nach § 51a Absatz 4 EEG, die jährlich bis zum 31. Januar auf netztransparenz.de erscheint. Dort stehen für 2021 und 2022 nach der Fassung vom 31. Dezember 2022 117 beziehungsweise 59 Stunden – die Kurve verläuft steil nach oben.

Die Marktzahl von 573 Stunden für 2025 und 457 für 2024 nennt die Bundesnetzagentur in ihrer Strommarkt-Auswertung vom 5. Januar 2026; der durchschnittliche Day-Ahead-Preis lag 2025 bei 89,32 Euro pro Megawattstunde.

Die 199 Viertelstunden für 2025 wirken neben 557 Stunden niedrig, erfassen aber nur die Zeit ab dem 1. Oktober 2025: Erst ab diesem Tag legen die Börsen nach der Übersicht der Übertragungsnetzbetreiber Viertelstundenkontrakte der Marktkopplung zugrunde. Nachrechnen lässt sich das an den Preisdaten selbst – im Oktober 2025 waren genau 199 Viertelstunden negativ, im November und Dezember keine einzige. 2026 ist damit das erste vollständige Jahr in dieser Zählweise.

Wie sich die Negativstunden 2026 verteilen

Für die Wirtschaftlichkeit zählt die Verteilung mehr als die Gesamtzahl:

• Tageszeit: 1.237 der 1.521 negativen Viertelstunden – 81 Prozent – lagen zwischen 10 und 16 Uhr.
• Wochentag: 486 fielen auf einen Sonntag, 373 auf einen Samstag. Zusammen 56 Prozent an zwei von sieben Wochentagen.
• Jahreszeit: Im Januar 10 Viertelstunden, im Februar 23 – im April 492, also 17 Prozent aller Viertelstunden des Monats.
• Extremwerte: Tiefster Preis −499,99 Euro pro Megawattstunde am 1. Mai 2026, 13:15 Uhr. Spitzentag: Ostersonntag, 5. April 2026, mit 69 negativen Viertelstunden von 96.

Feiertage im Frühling sind der Kern des Problems: hohe Einstrahlung, geschlossene Industrie, milde Temperaturen und damit weder Heiz- noch Kühllast. Abfedern lässt sich das nur durch Speicher, Flexibilität und Netzausbau.

Wie viel Erzeugung davon betroffen ist

Weil die Negativzeiten mittags liegen, treffen sie überproportional viel Solarstrom. Legt man die viertelstündliche Photovoltaik-Einspeisung über die Preiszeitreihe, fielen vom 1. Januar bis 5. August 2026 rund 24,6 Prozent der deutschen PV-Einspeisung in Viertelstunden mit negativem Preis. Für 2025 liegt der Vergleichswert bei rund 24,2 Prozent – dort allerdings auf einer gröberen Grundlage, weil es vor dem 1. Oktober 2025 nur Stundenpreise gibt und jede Viertelstunde Einspeisung deshalb dem Preis ihrer Kalenderstunde zugeordnet werden muss.

Knapp ein Viertel der Solarerzeugung landet also in Zeiträumen, in denen der Strom am Markt nichts wert ist.

Zu derselben Mittagsspitze gibt es eine zweite Rechnung, die zum entgegengesetzten Vorzeichen kommt – und beide sind richtig.

Das Beratungsunternehmen Enervis hat im Auftrag des Bundesverbandes Solarwirtschaft die tatsächliche Marktentwicklung gegen ein Szenario ohne den bestehenden PV-Anteil gerechnet. Ergebnis, veröffentlicht am 2. September 2026: Ohne die rund 20 Prozent Solarstrom im Strommix wären die Börsenstrompreise 2025 im Durchschnitt rund 20 Prozent höher ausgefallen.

In Geld: 13,1 Milliarden Euro vermiedene Strombeschaffungskosten plus 2,6 Milliarden Euro Erlöse aus dem Export von Solarstrom, zusammen 15,7 Milliarden Euro für 2025. Das liegt nach Angaben der Studie mehr als 40 Prozent über den EEG-Förderkosten für Photovoltaik. Heruntergerechnet sind das knapp 100 Euro Entlastung für einen typischen Privathaushalt und rund 235.000 Euro für einen Industriebetrieb mit 10 GWh Jahresverbrauch. Vermiedene Klimaschadenskosten sind darin nach Angabe der Studienautoren nicht enthalten.

Was heißt das für dich als Betreiber? Die Negativstunden sind kein Betriebsunfall, sondern die Kehrseite eines Effekts, der volkswirtschaftlich gewollt ist. Genau die Mittagsstunden, in denen dein Zähler nichts mehr einbringt, drücken den Preis für alle – auch für dich als Stromkunde in den übrigen Stunden.

Die Verteilungsfrage bleibt davon unberührt und ist der eigentliche Streitpunkt: Die 15,7 Milliarden Euro landen bei den Verbrauchern, die 24,6 Prozent unvergüteter Einspeisung tragen die Anlagenbetreiber. Wer beide Zahlen nebeneinander kennt, kann Forderungen nach einem Ende der Solarförderung besser einordnen als jemand, der nur eine von beiden gelesen hat.

Zum Größenvergleich: Die Bundesnetzagentur weist für 2025 eine PV-Einspeisung von 74,1 Terawattstunden aus, 2024 waren es 63,2. Die installierte Solarleistung lag Ende 2025 bei 117 Gigawatt, der Zubau 2025 bei 16,4 Gigawatt. Für das Ziel von 215 Gigawatt im Jahr 2030 wären laut Bundesnetzagentur künftig durchschnittlich 19,6 Gigawatt pro Jahr nötig – also noch mehr Mittagsleistung in einem Markt, der die heutige schon nicht aufnimmt.

Wie viel davon mittags tatsächlich an der Börse ankommt, wird häufig unterschätzt – und die Gigawatt-Zahl oben beantwortet die Frage nicht. Das Fraunhofer ISE weist in „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“ (Dokumentstand 20. August 2026) darauf hin, dass sich Angaben zur installierten Leistung auf die DC-Seite beziehen, also auf die Modulnennleistung.

Die AC-Seite liegt darunter: Deutschlandweit liegt die DC-Nennleistung im Mittel knapp 10 Prozent über der AC-Nennleistung, kleine Hausdachanlagen mussten zeitweise auf 70 Prozent abgeregelt werden und müssen teilweise auf 60 Prozent abgeregelt werden. Wie groß die Lücke tatsächlich ist, misst dasselbe Dokument am Jahresmaximum der Netzeinspeisung: 2024 lag die PV-Einspeisungsspitze bei 53 Prozent der installierten PV-Nennleistung, also knapp über der Hälfte.

Als Ursachen nennt das ISE neben der Wechselrichter-Auslegung Performance-Ratio-Werte unter 90 Prozent, uneinheitliche Wetterlagen über das Bundesgebiet, den Eigenverbrauch und das Laden DC-gekoppelter Batterien. Mit dem Zubau abseits der klassischen Südausrichtung soll das Verhältnis weiter sinken.

Für die Negativpreise ist das die wichtigere Größe: 117 Gigawatt installiert heißt nicht 117 Gigawatt Angebot um 13 Uhr, sondern in der Spitze gut die Hälfte davon. Ein Nachteil dieser Entlastung liegt allerdings darin, dass sie zum Teil aus Abregelung stammt, also aus nicht erzeugtem Strom. Und das ISE benennt den verbleibenden Fehlanreiz ausdrücklich: Viele steuerbare PV-Kraftwerke speisen „wegen regulativer Fehlanreize“ auch bei negativen Preisen noch ein.

Wann die Vergütung tatsächlich auf null fällt

§ 51 Absatz 1 EEG ist knapp: „Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null.“ Keine Mindestdauer, keine Karenzzeit – eine einzelne negative Viertelstunde reicht. Absatz 2 nennt genau zwei Ausnahmen:

Bei Bestandsanlagen kommt es zusätzlich auf das Inbetriebnahmejahr an, weil § 100 EEG die damals geltende Fassung des § 51 fortschreibt. Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 31. Dezember 2022 und vor dem 25. Februar 2025 unterliegen nach § 100 Absatz 46 EEG den §§ 51 und 51a Absatz 1 in der am 24. Februar 2025 geltenden Fassung, in der noch die Stunde die Zeiteinheit war; § 51a Absatz 2 ist auf Solaranlagen dieser Jahrgänge nicht anzuwenden. Für noch älteren Bestand gilt teils die Fassung vom 31. Dezember 2022, teils überhaupt nicht § 51.

Ein dritter Absatz des § 51 wird in Ratgebern fast nie erwähnt, kostet aber im Zweifel mehr als die entfallene Vergütung selbst. Wer seinen Strom in einem Monat mit mindestens einer Negativstunde in der Ausfallvergütung veräußert, muss dem Netzbetreiber nach § 51 Absatz 3 EEG bei der Datenübermittlung die Strommenge mitteilen, die er in dem ohne Unterbrechung negativen Zeitraum eingespeist hat. Unterbleibt diese Mitteilung, verringert sich der Anspruch in diesem Kalendermonat um 5 Prozent pro Kalendertag, in dem dieser Zeitraum ganz oder teilweise liegt. Zwei vergessene Meldetage kosten also zehn Prozent der Monatsvergütung – unabhängig davon, wie viele Stunden der Spotmarktpreis tatsächlich negativ war. Direktabruf des Gesetzestextes am 5. September 2026.

Für die Stunden-Fassungen ordnet § 100 Absatz 45 EEG an, dass „eine Kalenderstunde dann zu berücksichtigen“ ist, „wenn das arithmetische Mittel aus den Spotmarktpreisen der Viertelstunden dieser Kalenderstunde negativ ist“.

Der Ausgleich: § 51a verlängert den Zahlungszeitraum

Die entfallene Vergütung ist nicht endgültig verloren. § 51a Absatz 1 EEG verlängert den Vergütungszeitraum „um die Anzahl der Viertelstunden, in denen sich der anzulegende Wert nach Maßgabe des § 51 Absatz 1 im Jahr der Inbetriebnahme und in den darauffolgenden 19 Kalenderjahren auf null verringert hat“. Gemeint ist damit der gesamte Förderzeitraum von 20 Jahren; die so ermittelte Zahl wird nach Satz 2 „aufgerundet auf den nächsten vollen Kalendertag“.

Für Solaranlagen halbiert Absatz 2 diesen Ausgleich. Die Zahl der Viertelstunden wird „mit dem Faktor 0,5 multipliziert“, das Ergebnis heißt Volllastviertelstunden und bildet ein Zeitkontingent. Weil eine PV-Anlage im Dezember weniger produziert als im Juni, verrechnet das Gesetz dieses Kontingent gegen feste Monatswerte:

Ein Rechenbeispiel, als Illustration und nicht als Prognose: Fielen für eine Solaranlage in einem Jahr 1.521 Viertelstunden auf null – so viele wie am Markt zwischen Januar und Anfang August 2026 –, ergäbe das ein Kontingent von 761 Volllastviertelstunden. Vom Januar an verrechnet wären das Januar (87), Februar (189) und März (340) vollständig, zusammen 616, und die restlichen 145 fielen in den April.

Weil sich der Zahlungszeitraum „bis zum Ende des Monats“ verlängert, „auf den die letzte auszugleichende Volllastviertelstunde entfällt“, käme man auf 4 zusätzliche Monate Vergütung für ein einziges Negativpreis-Jahr. Über 20 Jahre summiert sich das – ersetzt aber nur die Hälfte des Ausfalls.

Die maßgeblichen Zahlen melden die Strombörsen bis zum 15. Januar an die Übertragungsnetzbetreiber (§ 51a Absatz 3), die sie bis zum 31. Januar veröffentlichen.

Der freiwillige Wechsel: 0,6 Cent gegen Negativpreisrisiko

Für Anlagen, deren Vergütung nach der für sie maßgeblichen EEG-Fassung bei negativen Preisen nicht sinkt, eröffnet § 100 Absatz 47 EEG einen Tausch: Der Betreiber kann gegenüber dem Netzbetreiber in Textform erklären, dass die §§ 51 und 51a angewendet werden sollen. Dann „erhöht sich der anzulegende Wert für die Anlage um 0,6 Cent pro Kilowattstunde“. Die Erklärung wirkt frühestens zum Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage ein intelligentes Messsystem erhält.

Was sich mit dem EEG 2027 ändern soll

Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Gesetzentwurf der Bundesregierung für das EEG 2027 beschlossen; Bundestag, Bundesrat und EU-Kommission müssen noch zustimmen (Stand 2026). Am Negativpreis-Mechanismus hält der Entwurf fest und verschärft ihn an drei Stellen:

• Beide Richtungen: Der neue § 51 Absatz 1 verringert bei negativem Spotmarktpreis „der Zahlungsanspruch nach § 19 Absatz 1 und die Zahlungspflicht nach § 21d Absatz 1 auf null“. § 21d ist der neue Refinanzierungsbeitrag, also die Abschöpfung, die der Entwurf Betreibern „von Anlagen mit einer installierten Leistung ab 100 Kilowatt“ auferlegt – auch sie setzt in negativen Viertelstunden aus.
• Der Direktvermarktungsbonus ist nicht geschützt: Der geplante Bonus von 1,5 Cent pro Kilowattstunde für Anlagen unter 25 Kilowatt (§ 50c) verweist in Absatz 6 auf § 51 Absatz 1 sowie auf Absatz 2 Satz 1 Nummer 2, also die 2-Kilowatt-Ausnahme. Die 100-Kilowatt-Ausnahme aus Nummer 1 fehlt. In negativen Viertelstunden entfällt der Bonus damit unabhängig vom Smart Meter.
• Die 100-Kilowatt-Ausnahme wird enger: Der neue § 51 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 nimmt Anlagen unter 100 Kilowatt nur noch dann aus, wenn sie „der Netzbetreiberabnahme nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 oder soweit sie dem Mieterstromzuschlag nach § 19 Absatz 1 Nummer 3 zugeordnet sind“. Wer direkt vermarktet, fällt aus der Ausnahme heraus – der Grund, warum sie den Bonus nach § 50c nicht schützt.
• Dauerhafte Kappung auf 50 Prozent: Neue Dach-Solaranlagen unter 100 Kilowatt sollen nach § 9 Absatz 2b die Wirkleistungseinspeisung „dauerhaft und unabhängig vom Einbau eines intelligentem Messsystems und der Veräußerungsform auf maximal 50 Prozent der installierten Leistung“ begrenzen. Das gilt nur für Neuanlagen; für Bestandsanlagen bleibt es nach § 100 Absatz 1 beim heutigen Recht.

Wie sich die Vergütungsseite insgesamt ändert – befristete Übergangszahlung, Wegfall der festen Einspeisevergütung, Stichtag 31. Dezember 2026 –, steht in unserem Artikel zur EEG-Reform 2027. Was die geplante Direktvermarktungspflicht für kleine Anlagen bedeutet, behandelt Direktvermarktung für Kleinanlagen.

Was Betreiber jetzt tatsächlich tun können

Eine häufig genannte Option verdient eine Einschränkung: die Nulleinspeisung. Nach § 29 Absatz 5 des Messstellenbetriebsgesetzes entfällt die Pflicht zur Steuerungseinrichtung, wenn der Betreiber die maximale Wirkleistungseinspeisung dauerhaft auf 0 Prozent begrenzt und dies in Textform erklärt. Damit entzieht man sich negativen Preisen vollständig – aber auch jeder Einspeisevergütung.

Und aufheben lässt sich die Begrenzung erst „frühestens vier Jahre nach Zugang der Erklärung“ und nur nach vorheriger Mitteilung an den Messstellenbetreiber. Wer die Erklärung abgibt, bindet sich also für mindestens 4 Jahre. Als Reaktion auf negative Preise allein ist das die teuerste Lösung.

Selbstprüfung: Was dich die negativen Strompreise tatsächlich gekostet haben

Der Betrag, um den es bei dir geht, lässt sich in vier Handgriffen selbst ermitteln – dafür brauchst du weder Berater noch Software.

Quellen

Belege: § 51, § 51a, § 3, § 100 EEG, § 29 MsbG, § 23, § 101 EEG, § 34, § 35 MsbG, § 41a EnWG (gesetze-im-internet.de, abgerufen 8. August 2026) · Veröffentlichung der Übertragungsnetzbetreiber nach § 51a Absatz 4 EEG auf netztransparenz.de · Bundesnetzagentur, Strommarkt 2025 (5.1.2026) und EE-Ausbau 2025 (8.1.2026) · Gesetzentwurf der Bundesregierung vom 29. Juli 2026 · eigene Auszählung der Day-Ahead-Viertelstundenpreise und der Solareinspeisung DE/LU über die Schnittstelle von energy-charts.info (Fraunhofer ISE; Datenherkunft laut Schnittstelle „Bundesnetzagentur | SMARD.de“, CC BY 4.0), Datenstand 5. August 2026, abgerufen 8. August 2026.