Negative Strompreise im Sommer: Was §51 EEG für PV-Betreiber bedeutet

TL;DR: An sonnigen Tagen mit hoher Einspeisung kann der Day-Ahead-Preis für viele Stunden negativ werden. §51 EEG setzt in diesen Stunden die Einspeisevergütung auf null – ohne Ausnahme. Wer einen Batteriespeicher betreibt, kann dieselben Stunden zum Laden nutzen und in der Abendspitze wieder entladen. Wer keinen hat, verliert Erlöse, die sich über einen Sommer summieren können.

Was passiert, wenn der Strompreis negativ wird?

An Tagen mit hoher PV-Einspeisung und gleichzeitig geringer Last – typischerweise sonnige Wochenenden im Frühjahr und Sommer – kann das Angebot am Großhandelsmarkt die Nachfrage übersteigen. Das Ergebnis: Der Day-Ahead-Preis fällt unter null. Netzbetreiber und Vermarktungsgesellschaften zahlen dann nicht für den gelieferten Strom, sondern verlangen eine Abnahmeprämie vom Einspeiser.

Solche Negativpreis-Phasen dauern heute nicht mehr nur eine oder zwei Stunden. An manchen Tagen erstrecken sie sich über viele Stunden bis in den Nachmittag hinein – genau dann, wenn eine PV-Anlage ihren Tagesertrag erzeugt.

§51 EEG: Die Förderkürzung bei negativen Preisen

Für Anlagen, die Marktprämie nach dem EEG erhalten, greift in solchen Stunden §51 EEG. Die Regelung ist eindeutig: Sobald der Stundenpreis negativ ist, entfällt die Einspeisevergütung vollständig – auch wenn die Anlage physisch Strom ins Netz liefert. Der Zähler läuft, der Erlöszähler steht still.

Entscheidend ist dabei der Stunden-Durchschnittspreis, nicht der Viertelstundenwert. Ein negativer Day-Ahead-Preis nach ENTSO-E-Ausweisung genügt, um die Vergütung für diese Stunde zu kappen. Anlagen in der Einspeisevergütung (Festvergütung) sind nach aktuellem Stand nicht betroffen, wohl aber Direktvermarktungsanlagen – und das sind alle neueren Anlagen ab einer bestimmten Leistungsgrenze.

Preis und Produktionsmenge fallen gleichzeitig weg – eine Doppelbelastung

Das Besondere an Negativpreis-Ereignissen ist ihre zeitliche Konzentration. Sie treten genau dann auf, wenn die Sonne am höchsten steht. Die PV-Anlage erzeugt also ihre Tageshöchstleistung – und genau in diesen Stunden wird die Vergütung gestrichen. Es ist nicht so, dass marginale Randstunden betroffen wären. Es sind die ertragreichsten Stunden des Tages.

Über einen langen Sommer mit vielen solcher Tage summiert sich das. Wie viel, hängt von der installierten Leistung, dem Standort und der Anzahl der betroffenen Stunden im Jahr ab. Pauschale Zahlen helfen hier wenig – die Bewertung muss anlagenspezifisch auf Basis der echten Abrechnungsdaten erfolgen.

Stolperfallen aus der Praxis

• Fehlende Transparenz in der Abrechnung: Direktvermarkter weisen die Negativstunden oft nicht einzeln aus. Betreiber sehen einen Monatssaldo, aber nicht, in welchen Stunden die Vergütung weggefallen ist. Ohne MSCONS-Lastgang und Stunden-Preisliste lässt sich der Schaden nicht nachvollziehen.
• §51a EEG als Gegenmaßnahme – aber mit Bedingungen: §51a verlängert die Förderlaufzeit für Stunden ohne Vergütung. Das klingt gut, gleicht aber nicht den aktuellen Erlösausfall aus – die fehlende Vergütung kommt erst viele Jahre später nach.
• Falsche Annahmen zur Speicherwirkung: Ein Batteriespeicher hilft nur dann, wenn er groß genug ist, die Produktion der Negativstunden vollständig aufzunehmen. Eine zu kleine Kapazität führt zur Teileinspeisung und damit trotzdem zu §51-Kürzungen.
• Jahresübergreifende Planung fehlt: Wer nur auf einen einzelnen auffälligen Tag schaut, unterschätzt das Jahresmuster. Die Anzahl der Negativpreisstunden schwankt von Jahr zu Jahr erheblich, zeigt aber einen klaren Aufwärtstrend.

Batteriespeicher: Derselbe Tag aus anderer Perspektive

Für Anlagen mit Batteriespeicher kehrt sich die Situation um. In Stunden negativer Preise lädt das System zu niedrigen oder sogar negativen Bezugspreisen. In den Abend- und Nachtstunden, wenn die Last steigt und das Angebot sinkt, wird entladen – zu deutlich höheren Preisen. Die Preisspanne zwischen Mittagstief und Abendspitze ist an solchen Tagen besonders ausgeprägt.

Das ist kein theoretischer Vorteil. Die Differenz zwischen dem tiefsten und höchsten Preis an einem einzigen Sommertag kann sehr erheblich sein. Wer diesen Spread systematisch nutzt, kann aus einem Tag, der für reine Einspeiser ein Verlustereignis darstellt, eines der ertragreichsten Ereignisse des Monats machen.

Fazit

Negative Strompreise und §51 EEG sind keine Randerscheinung mehr. Sie sind Teil des regulären Sommerbetriebs für PV-Anlagen in der Direktvermarktung. Die entscheidenden Fragen sind: Wie viele Negativstunden treffen die eigene Anlage tatsächlich? Was steht davon in der Abrechnung des Direktvermarkters? Und lohnt sich ein Speicher für den konkreten Standort – rechnerisch, nicht als pauschale Empfehlung?

Für eine belastbare Antwort braucht es die tatsächlichen Stundenwerte aus dem Lastgang und die Abrechnungsunterlagen des Direktvermarkters. Allgemeine Marktdaten reichen dafür nicht aus.

FAQ

q

a

q

a

q

a

q

a