Keine EEG-Vergütung bei negativen Strompreisen - Aktuelle Regelungen, Hintergründe und wirtschaftliche Auswirkungen für PV-Anlagen
15.01.2026
Negative Strompreise treten im deutschen Strommarkt inzwischen regelmäßig auf – insbesondere in sonnenreichen Mittagsstunden. Für Betreiber von Photovoltaikanlagen ist dabei entscheidend: Negative Börsenpreise können zu einem vollständigen Wegfall der EEG-Vergütung führen.
Dieser Beitrag erläutert:
wie das EEG-Marktprämienmodell grundsätzlich funktioniert,
welche Regelungen zu negativen Strompreisen seit 2016 galten,
was sich seit dem 25. Februar 2025 grundlegend geändert hat,
welche Auswirkungen das auf neue und bestehende PV-Anlagen hat.
Grundprinzip des EEG-Marktprämienmodells
Im Marktprämienmodell wird der eingespeiste Strom direkt an der Börse vermarktet. Zusätzlich erhält der Anlagenbetreiber eine Marktprämie, sodass sich insgesamt der sogenannte anzulegende Wert ergibt.
Vereinfacht gilt:
EEG-Vergütung} = anzulegender Wert - Marktpreis
Anzulegender Wert: gesetzlich festgelegter Vergütungssatz (z. B. 6–8 ct/kWh)
Marktpreis: Day-Ahead-Preis an der Strombörse
Historisch war entscheidend: Auch bei negativen Börsenpreisen wurde mindestens der anzulegende Wert gezahlt.
Entwicklung der Regelungen zu negativen Strompreisen
Der Gesetzgeber hat die Vergütung bei negativen Preisen schrittweise verschärft. Ziel war es, Fehlanreize bei Überproduktion zu reduzieren.
Überblick über alle relevanten Regelungen für PV-Anlagen
Inbetriebnahme / Anlagengröße | Regelung bei negativen Preisen | Konkrete Bedeutung | Gültigkeitszeitraum | Gesetzliche Grundlage |
|---|---|---|---|---|
2016–2020(≥ 500 kWp) | 6-Stunden-Regel | Erst wenn der Börsenpreis 6 Stunden in Folge negativ ist, entfällt die Marktprämie vollständig. Bis dahin volle EEG-Vergütung. | EEG 2017 | § 51 EEG 2017 |
2021–2022(≥ 500 kWp) | 4-Stunden-Regel | Bereits ab 4 zusammenhängenden Negativstunden: 0 ct/kWh Vergütung für diesen Zeitraum. | EEG 2021 | § 51 EEG 2021 |
2023–24.02.2025(≥ 400 kWp) | gestaffelte Verschärfung | Je nach Jahr reichten 3–4 Stunden negativer Preise, um die Vergütung vollständig entfallen zu lassen. | EEG 2023 (alte Fassung) | § 51 EEG 2023 |
ab 25.02.2025(> 2 kWp) | Sofortige Nullvergütung | Jede Viertelstunde mit negativem Börsenpreis führt zu 0 ct/kWh Vergütung – ohne Mindestdauer. | aktuell | § 51 EEG 2023 (neue Fassung) |
Mit Inkrafttreten der EEG-Änderung am 25.02.2025 gilt für neue PV-Anlagen:
Sobald der Börsenstrompreis negativ ist, entfällt die EEG-Vergütung vollständig.
Damit wurde die bisherige Logik mit Mindestdauer (4- oder 6-Stunden-Regel) abgeschafft.
Für neue Anlagen gilt: Keine Marktprämie mehr bei negativen Strompreisen, also 0 ct/kWh Vergütung in Negativstunden. Diese Regelung gilt viertelstundenscharf und betrifft nahezu alle neu errichteten PV-Anlagen.
Gilt das auch für Bestandsanlagen?
Nein.
Für Bestandsanlagen gelten weiterhin die Regelungen, die zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme maßgeblich waren. Die neue Sofort-Nullvergütung betrifft ausschließlich Neuanlagen.
In der Praxis existieren damit zwei parallele Vergütungslogiken:
Bestandsanlagen: Vergütung trotz negativer Preise (bis zur jeweiligen Schwelle)
Neuanlagen: sofortiger Vergütungsentfall bei negativen Preisen
Diese Unterscheidung ist für Beratung, Projektierung und Software-Simulationen zwingend erforderlich.
Wirtschaftliche Auswirkungen in der Praxis
Negative Strompreise treten heute typischerweise 400 bis 800 Stunden pro Jahr auf. Diese Stunden fallen überdurchschnittlich häufig in Zeiten hoher PV-Erzeugung.
Die Folge:
überproportionale Erlöseinbußen
insbesondere bei südorientierten Neuanlagen
je nach Marktjahr und Standort 10–20 % geringere Jahreseinnahmen möglich
Fazit
Die Vergütung von Photovoltaikanlagen im EEG-Marktprämienmodell hat sich in den vergangenen Jahren grundlegend verändert. Während negative Strompreise früher nur in Ausnahmefällen zu einem Vergütungsentfall führten, gilt für neue PV-Anlagen seit dem 25. Februar 2025 eine klare Regel: Bei negativen Börsenstrompreisen wird keine EEG-Vergütung mehr gezahlt.
Diese Änderung hat spürbare wirtschaftliche Auswirkungen, da negative Preise zunehmend in ertragsstarken Stunden auftreten. Für neue Anlagen kann dies zu relevanten Erlöseinbußen führen, insbesondere bei klassischer Südausrichtung ohne Flexibilitätsoptionen. Bestandsanlagen sind von der neuen Regelung zwar nicht betroffen, in der Praxis existieren jedoch nun zwei unterschiedliche Vergütungslogiken, die sauber voneinander getrennt betrachtet werden müssen.
Für Planung, Beratung und Wirtschaftlichkeitsberechnungen bedeutet dies: Modelle, die negative Strompreise nicht explizit berücksichtigen, bilden die aktuelle Rechtslage nicht mehr korrekt ab. Insbesondere bei Neuanlagen müssen Nullvergütungszeiten, Abregelung und Speicheroptionen realistisch simuliert werden.
Die Entwicklung zeigt deutlich, dass Flexibilität – etwa durch Batteriespeicher oder lastseitige Steuerung – zunehmend an Bedeutung gewinnt. Eine präzise Abbildung der EEG-Regelungen ist damit nicht nur eine juristische Notwendigkeit, sondern ein zentraler Faktor für belastbare Investitionsentscheidungen im Photovoltaikmarkt.
