Immer mehr Sonnenstunden bedeuten längst nicht mehr automatisch immer mehr Erlös. An sonnigen Mittagen speisen deutschlandweit so viele PV-Anlagen gleichzeitig ein, dass der Börsenpreis ins Minus rutscht. Genau dann greift § 51 EEG. Die Kombination aus § 51 EEG und negativen Strompreisen ist für Betreiber gewerblicher und industrieller PV-Anlagen zum handfesten wirtschaftlichen Risiko geworden. Wer in der Direktvermarktung ungebremst weiter einspeist, verschenkt nicht nur Marktprämie, sondern kann sogar draufzahlen. Dieser Beitrag erklärt die aktuelle Rechtslage (Stand August 2026) und zeigt, wie Sie mit intelligenter Anlagensteuerung Erlösausfälle vermeiden.
Was besagt § 51 EEG bei negativen Strompreisen?
§ 51 EEG 2023 regelt, was mit Ihrem Förderanspruch passiert, wenn der Day-Ahead-Spotmarktpreis an der Strombörse EPEX Spot negativ wird: Der anzulegende Wert und die daraus resultierende Marktprämie verringert sich für diese Zeiträume auf null. Der Grundgedanke: Wer Strom einspeist, wenn dieser an der Börse nichts oder negativ ist, soll dafür keine staatliche Förderung erhalten. Diese Logik ist auch als „0-Cent-Regelung" (früher § 52 EEG) bekannt.
Welche Regelung für Ihre Anlage gilt, hängt vom Inbetriebnahmedatum ab:
Inbetriebnahme 01.01.2023 bis 24.02.2025 (EEG 2023, alte Fassung): Es gilt das gestaffelte Stundenmodell. Die Marktprämie entfällt erst, wenn der Preis eine bestimmte Anzahl aufeinanderfolgender Stunden negativ ist: 2023 ab 4 Stunden, 2024/2025 ab 3 Stunden, 2026 ab 2 Stunden, ab 2027 ab 1 Stunde. Diese Anlagen genießen Bestandsschutz.
Inbetriebnahme ab 25.02.2025 (Solarspitzengesetz): Die Stundenschwelle ist ersatzlos gestrichen. Der Anspruch entfällt ab der ersten Viertelstunde mit negativem Preis.
Diese Verschärfung geht auf das sogenannte Solarspitzengesetz zurück (offiziell „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen"). Es wurde vom Deutschen Bundestag am 31. Januar 2025 verabschiedet und trat am 25. Februar 2025 in Kraft (BGBl. 2025 I Nr. 51). Es hat § 51 EEG grundlegend umgebaut:
Wegfall der Stundenregel für Neuanlagen: schon eine einzige negative Viertelstunde genügt.
Wegfall der bisherigen Bagatell-/Leistungsgrenze (früher 100 kW bzw. 400/500 kW). An ihre Stelle tritt eine an das intelligente Messsystem (Smart Meter) gekoppelte Ausnahme (§ 51 Abs. 2 EEG): Anlagen unter 100 kW sind erst ab dem Kalenderjahr erfasst, in dem sie mit einem iMSys ausgestattet werden; Anlagen unter 2 kW bleiben ausgenommen.
Kompensation über § 51a EEG: Die vergütungsfreien Viertelstunden gehen nicht vollständig verloren, sondern der 20-jährige Förderzeitraum verlängert sich. Bei PV wird die Zahl der negativen Viertelstunden allerdings nur mit dem Faktor 0,5 gewichtet.
Ergänzend hat das Solarpaket I (in Kraft seit 16. Mai 2024) das Umfeld verändert: Es entlastete kleinere Anlagen (Wegfall der Direktvermarktungspflicht für Anlagen bis 200 kWp, Einführung der „unentgeltlichen Abnahme"), ließ die Pflicht zur geförderten Direktvermarktung im Marktprämienmodell aber grundsätzlich ab 100 kWp bestehen. Wichtig für die Planung: Die im Solarspitzengesetz-Entwurf diskutierte Absenkung dieser Schwelle auf 25 kWp wurde im finalen Gesetz nicht umgesetzt. Diese bleibt bei 100 kWp.
Das wirtschaftliche Risiko für Anlagenbetreiber
Für Betreiber in der Direktvermarktung ist das mehr als ein theoretisches Problem. Die Zahl der Negativpreisstunden am deutschen Day-Ahead-Markt steigt strukturell:
| Jahr | Stunden mit negativem Day-Ahead-Preis |
|---|---|
| 2022 | 69 |
| 2023 | 301 |
| 2024 | 457 |
| 2025 | 573 |
| 2026 (Januar bis Juni) | 299 |
Quelle: Bundesnetzagentur | SMARD
Die 573 Stunden im Jahr 2025 (von 8.760 Jahresstunden) entsprechen rund 6,5 % aller Jahresstunden. Dies entspricht einem Anstieg um etwa 25 % gegenüber 2024. Für das erste Halbjahr 2026 wurden auf Basis der SMARD-Rohdaten rund 299 Stunden ermittelt (auf Viertelstundenbasis 1.178 negative Viertelstunden). Das ist zwar weniger als in H1 2025 (389 Stunden), die Ausschläge werden jedoch tiefer. Am 1. Mai 2026 fiel der Preis auf -499,99 €/MWh, woraufhin die EPEX Spot die Preisuntergrenze auf -600 €/MWh absenkte.
Das Risiko hat zwei Ebenen. Zuerst fällt in den negativen Zeiträumen der Förderanteil (sog. Marktprämie) weg. Zweitens kann in der geförderten Direktvermarktung die reine Einspeisung bei negativen Preisen sogar Kosten verursachen, weil der am Markt erzielte Erlös selbst negativ ist. Der Betreiber „verkauft" seinen Strom dann mit Verlust. Deshalb ist das aktive Abregeln nicht nur sinnvoll, sondern wirtschaftlich zwingend.
Rechenbeispiel: 500-kWp-Anlage im Jahr 2025
Die folgende Beispielrechnung zeigt die Größenordnung der entgangenen Marktprämie.
Annahmen:
- 573 Negativpreisstunden
- Mittlere Einspeiseleistung: 300 kW
- Entgangene Marktprämie: 4,3 ct/kWh
- Durchschnittlicher Börsenpreis in Negativstunden: -13 €/MWh
| Position | Rechnung |
|---|---|
| Einspeisung in Negativstunden | 573h × 300kW = 171.900kWh |
| Entgangene Marktprämie | 171.900kWh × 4,3ct = 7.392€ |
| Negativer EPEX-Erlös (sofern nicht abgeregelt) | 171.900kWh × -1,3 ct/kWh = -2.235€ |
Entscheidend ist die Unterscheidung zwischen den tatsächlich vermeidbaren Kosten und dem eigentlichen Potenzial:
Negativer EPEX-Erlös: Wer bei negativen Preisen abregelt, verkauft keinen Strom mit Verlust. Der Kostenbetrag in Höhe von 2.235 € kann somit durch eine automatisierte Steuerung komplett eingespart werden.
Entgangene Marktprämie: Die 7.392 € entgangene Marktprämie sind durch Abregeln alleine nicht zu retten. § 51 EEG setzt den anzulegenden Wert in diesen Zeiträumen auf null, unabhängig davon, ob Sie einspeisen oder nicht. Teilweise kompensiert wird das über § 51a EEG: Der Förderzeitraum verlängert sich um die negativen Viertelstunden, bei PV mit Faktor 0,5.
Das eigentliche Potenzial: Statt die 171.900 kWh ungenutzt abzuregeln, lassen sie sich im Eigenverbrauch nutzen oder in einen Batteriespeicher lenken (um doch Anspruch auf die Marktprämie zu erhalten) und damit in Stunden mit positiven Preisen verwerten. Aus vermiedenem Verlust wird so zusätzlicher Erlös.
Ertragsausfälle verhindern: Einspeisung stoppen und Strom umlenken
Die Konsequenz ist eindeutig: Bei negativen Preisen sollte die Netzeinspeisung gestoppt oder der Strom umgelenkt werden. Manuelles Eingreifen ist dabei keine Option. Auch wenn negative Preisfenster am Vortag über die Day-Ahead-Auktion feststehen, treten diese oft an Wochenenden und Feiertagen und häufig mehrfach täglich viertelstundengenau auf. Kein Betrieb kann darauf von Hand reagieren.
Automatisiertes Energiemanagement wird damit zur Grundvoraussetzung für den wirtschaftlichen Betrieb. Statt „passiv einzuspeisen", steuert ein intelligentes System die Anlage anhand der Spotmarktsignale und entscheidet in Echtzeit, ob eingespeist, gespeichert oder verbraucht wird.
So löst coneva das Problem der Negativpreise
Die coneva GmbH (gegründet 2018, Sitz München) verbindet PV, Batteriespeicher, Ladeinfrastruktur, dynamischen Stromtarif und Direktvermarktung zu einer integrierten Lösung. Für das Problem der Negativpreise greifen dabei drei Hebel ineinander, wobei der erste für alle Anlagen gilt und die beiden folgenden je nach Anlagenkonzept unterschiedlich stark wirken.
1. Automatisierte Abregelung der PV-Anlage
In der coneva Direktvermarktung gilt, dass bei negativen Preisen an der EPEX-Spot Day-Ahead-Auktion coneva die Solaranlage automatisch abregelt und somit keine Verluste durch verlustreiche Einspeisung entstehen. Voraussetzung ist eine korrekt eingerichtete Mess- und Kommunikationsinfrastruktur (registrierende Lastgangmessung, kompatibler Datenlogger, Fernsteuerbarkeit). Es wird dabei ausschließlich die Netzeinspeisung reduziert während lokaler Eigenverbrauch und das Laden einer Batterie bleiben weiterhin möglich bleiben. Genau hier setzen die nächsten beiden Hebel an.
2. Intelligente Beladung von Batteriespeichern
Statt Strom ungenutzt abzuregeln, lenkt coneva Flex ihn in den gewerblichen Batteriespeicher. Der Speicher verschiebt die Einspeisung aus dem Mittagstief in erlösstarke Morgen- und Abendstunden. Für Volleinspeiser, wie z.B. etwa Freiflächenanlagen ohne nennenswerte Last am Standort, ist das der entscheidende Hebel. Der Speicher bestimmt, ob die Energie aus den Negativpreisstunden verloren geht oder später Erlöse erzielt. Teileinspeiser nutzen ihn zusätzlich für den Eigenverbrauch und ersetzen damit teuren Netzbezug.
Freie Speicherkapazität kann darüber hinaus an Day-Ahead- und Intraday-Märkten vermarktet werden. So wird aus der ehemaligen Verlustphase ein Erlöshebel mit einem Potenzial von bis zu 50 % Mehrerlösen in der Freiflächen- und Speicheroptimierung.
3. Flexible Verbraucher: Ladeinfrastruktur intelligent steuern
Wer als Teileinspeiser über steuerbare Verbraucher am Standort verfügt, hat einen dritten Hebel: Was sich nicht wirtschaftlich einspeisen lässt, wird direkt vor Ort genutzt. coneva Flex steuert die Ladeinfrastruktur (wie z.B. in der E-Lkw-Depotladung) automatisch in die Stunden mit den niedrigsten Preisen. In Verbindung mit dem dynamischen coneva Tarif und der atypischen Netznutzung nach § 19 StromNEV senken Sie Ihre Energiekosten so um bis zu 35 % und im Depotlade-Anwendungsfall sind bis zu 80 % geringere Netzentgelte erreichbar.
Fazit: Vom passiven Einspeiser zum aktiven Flexibilitätsvermarkter
§ 51 EEG belohnt Flexibilität und bestraft passives Einspeisen. Seit dem Solarspitzengesetz entfällt die Förderung für Neuanlagen bereits ab der ersten negativen Viertelstunde. Die Zahl dieser Viertelstunden steigt Jahr für Jahr. Wer darauf nicht reagiert, verliert planbar Geld. Die gute Nachricht: Mit automatisierter Abregelung, intelligenter Speicherbeladung und Sektorenkopplung wird aus dem Risiko ein Geschäftsmodell. Der Wandel vom passiven Einspeiser zum aktiven Flexibilitätsvermarkter ist damit keine Kür mehr, sondern die wirtschaftliche Grundlage jeder gewerblichen PV-Anlage.
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