Wie wirken sich negative Preise auf die Direktvermarktung aus?

Aktualisierte und erweiterte Fassung unseres Beitrags vom 22. Mai 2025 – ergänzt um die Viertelstundenregel und die aktuellen Stufen des § 51 EEG.

Zum Muttertag 2025 gab es nicht nur Blumen, sondern auch über neun Stunden lang negative Strompreise – in der Spitze bis zu −250,32 €/MWh. Verbraucher mit dynamischen Stromtarifen wird es freuen, doch was bedeutet dieses Phänomen konkret für Betreiber von Wind- und Solarparks? Dieser Beitrag analysiert die Entwicklungen und deren direkte Auswirkungen auf Ihre Stromvermarktung.

Marktmechanismus: Wie entstehen negative Preise?

Die Stromerzeugung aus Wind- und Solarparks wird primär über den Day-Ahead-Markt vermarktet. Bei diesem Verfahren bildet sich für jede Lieferperiode des Folgetages – seit Herbst 2025 im Viertelstundenraster – ein individueller Preis durch den Abgleich von Angebot und Nachfrage. Übersteigt das Angebot, beispielsweise durch besonders intensive Sonnen- oder Winderträge, die Nachfrage, kann dies zu negativen Preisen führen: Erzeuger müssen dann dafür bezahlen, dass ihre Energie abgenommen wird.

Historische Entwicklung

Die Zahl der Stunden mit negativen Preisen nimmt kontinuierlich (mit Ausnahme der Jahre 2021 und 2022) zu, wie die historische Entwicklung zeigt:

Auf alle Stunden im Jahr gerechnet liegt der Anteil der Stunden mit negativen Preisen noch im einstelligen Prozentbereich (2024 waren es ca. 5 %, 2025 bereits 6,6 %), jedoch sind für Betreiber von Wind- und Solaranlagen zwei Faktoren entscheidend:

• Welche Erzeugungsmenge entfällt auf Zeiten mit negativen Preisen?
• Welche Vergütung bzw. Kompensation ist in Zeiten negativer Preise zu erwarten?

Gesetzliche Regelungen: § 51 EEG

Negative Preise signalisieren ein Überangebot am Markt. Aus Sicht des EEG stellen sie eine kostspielige Angelegenheit dar, da die Marktprämie die Differenz zwischen Marktpreis und fixer EEG-Vergütung bzw. dem anzulegenden Wert ausgleicht. Folgerichtig hat der Gesetzgeber die Förderung während Zeiten mit negativen Preisen zunehmend eingeschränkt.

Nach § 51 EEG erhalten geförderte Anlagen seit 2016 keine Förderung für die Erzeugung in Zeiten mit negativem Preis – zunächst erst, wenn die Preise für mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden negativ waren, mittlerweile je nach Anlage deutlich früher. Damit fällt in diesen Zeiten ein wichtiger Teil der Vergütung der Betreiber weg.

Welche Regel gilt für Ihre Anlage?

Maßgeblich ist, welche Fassung des § 51 EEG für die Anlage gilt – und dabei wirken Gebotstermin des Zuschlags und Inbetriebnahmedatum zusammen: Der Zuschlag entscheidet, welches Regime gilt, das Inbetriebnahmejahr bestimmt innerhalb der Staffel die Stufe – und sie bleibt dann für die Anlage fix. Ohne Zuschlag zählt das Inbetriebnahmedatum. Dazu kommen Leistungsschwellen: Kleine Anlagen sind ausgenommen, bei Wind galt die 6-Stunden-Regel sogar erst ab 3 MW. In einem Portfolio aus mehreren Parks gelten deshalb oft mehrere Regeln parallel:

Für Anlagen unter dem Solarspitzengesetz gibt es einen Ausgleich: Der Vergütungszeitraum verlängert sich um die entfallenen Förderzeiten – die Förderung wird also zeitlich nachgeholt, nicht ersatzlos gestrichen.

Der Markt hat auf Viertelstunden umgestellt

Seit Herbst 2025 wird die Day-Ahead-Auktion in Viertelstunden gehandelt. Kurze Preisspitzen und -täler, die im Stundenmittel verschwanden, sind seitdem direkt sichtbar – und damit auch kurze negative Fenster, die nach den alten Regeln folgenlos geblieben wären. Für Anlagen unter einer Stundenregel gilt seither: Ob eine Stunde als negativ zählt, bestimmt der Durchschnitt ihrer vier Viertelstundenpreise – einzelne negative Viertelstunden lösen § 51 dort noch nicht aus.

Wirtschaftliche Konsequenzen für Anlagenbetreiber

Die entgangene Erzeugungsmenge durch negative Preise ist erheblich: Je niedriger die Preise, desto höher der Anteil der erneuerbaren Energien an der Erzeugung – insbesondere der Photovoltaik. Besonders schlägt dies bei PV-Anlagen durch, denn es zeichnet sich ein klarer Trend ab: In den Mittagsstunden, also wenn die Anlagen mit ihrer Nennleistung einspeisen, fallen die Preise – immer öfter auch auf unter 0 €/MWh. Damit konzentrieren sich die Stunden mit negativen Preisen auf die Stunden mit besonders hoher Einspeisung.

Wind ist dabei keineswegs außen vor: Die tiefsten negativen Preise entstehen häufig in Starkwindphasen an verbrauchsschwachen Tagen – mit deutlich mehr Volllaststunden im negativen Bereich.

Vertragsgestaltung: Empfehlungen für die Praxis für EEG-Anlagen

Grundsätzlich gilt es zu unterscheiden zwischen der Vergütung bzw. Kompensation bei

• marktbedingten Abschaltungen und
• bei § 51 (d. h. je nach Anlage ab der ersten Viertelstunde bzw. nach 1/4/6 Stunden mit negativem Preis).

Für Zeiträume und Anlagen, in denen der § 51 EEG greift, gelten oft abweichende Regelungen, da in diesen Zeiträumen kein Anspruch auf Förderung und auf Zahlung der Marktprämie besteht. Für Betreiber von Solarparks mit Inbetriebnahme nach 2016, die unter den § 51 EEG fallen, sind die Auswirkungen deshalb besonders dramatisch.

Eine vollständige Übertragung des Risikos negativer Preise auf den Direktvermarkter erhöht Ihr Dienstleistungsentgelt in der Direktvermarktung. Mögliche Optionen sind:

• Maximum aus Marktwert und anzulegendem Wert: Bei einer Abschaltung werden Sie so kompensiert, als hätte es die Abschaltung nie gegeben. Diese Option wird oft für marktbedingte, aber nicht für die § 51-Abschaltungen angeboten.
• Anzulegender Wert: Wenn der Monatsmarktwert über Ihrem anzulegenden Wert liegt, fahren Sie mit dieser Regelung schlechter. Diese Regelung bietet jedoch dem Direktvermarkter etwas mehr Spielraum bei der Steuerung Ihrer Anlagen und kann deshalb die Höhe Ihres Dienstleistungsentgeltes reduzieren.
• Marktwert: Viele Direktvermarkter vergüten die Einspeisung/Ausfallarbeit bei § 51 mit dem Marktwert. Da die negativen Preise auch den Monatsmarktwert drücken, liegt dieser dann oft weiter unter dem anzulegenden Wert. Im April 2025 lag der Monatsmarktwert Solar bei nur 30,41 €/MWh, während der Monatsmarktwert für Wind Onshore bei 73,14 €/MWh lag.
• Keine bzw. 0 €/MWh: Besonders bei Spot- und Festpreisverträgen wird die Option angeboten, dass bei negativen Preisen nichts bzw. 0 €/MWh ausgezahlt werden. Diese Option bieten einige Direktvermarkter auch bei § 51 an, um ein günstigeres Dienstleistungsentgelt anbieten zu können.
• Spot: Hier tragen Sie als Betreiber das volle Preisrisiko, und wenn Ihre Anlage bei negativen Preisen einspeist, zahlen Sie den vollen negativen Preis.

Sie sollten sich deshalb als Betreiber gut überlegen, welchen Anteil des Risikos negativer Preise Sie selbst tragen möchten. Je mehr Sie vom Risiko selbst tragen, desto günstiger wird Ihr Dienstleistungsentgelt oder desto höher Ihr Festpreis.

Fazit: Negative Preise erfordern strategisches Handeln

Die konkreten Auswirkungen negativer Preise auf die Vermarktung hängen maßgeblich von der Anlage und der gewählten Vermarktungsform ab.

Datengrundlage der Auswertungen: EPEX-Day-Ahead-Preise, berechnet als Stundendurchschnitt der vier Viertelstundenpreise.