Negative Strompreise und § 51 EEG: Was Betreiber von Solarparks jetzt wissen müssen
Auf einen Blick
- Seit dem Solarspitzengesetz verringert sich der anzulegende Wert nach § 51 EEG für betroffene Neuanlagen auf null, sobald der Börsenstrompreis negativ ist – ohne die früheren Stundenpuffer.
- Freiflächen-PV ist strukturell getroffen, weil negative Stunden gerade in die ertragreiche Mittagsspitze fallen und ihre Zahl steigt.
- Die Kompensation nach § 51a EEG verlängert nur den Vergütungszeitraum – für Solaranlagen mit Faktor 0,5 und erst nach Ablauf der regulären 20 Jahre. Wirtschaftlich bleibt eine Lücke, die für Speicher und zeitversetzte Vermarktung spricht.
Im Auftakt dieser Reihe haben wir vier rechtliche Stellschrauben benannt, die heute über die Wirtschaftlichkeit eines Freiflächen-Solarparks entscheiden. Die erste ist zugleich der ökonomische Kern hinter der Aussage, ungespeicherte Solarparks rechneten sich kaum noch: die Behandlung negativer Börsenstrompreise nach § 51 EEG.
Was § 51 EEG seit dem Solarspitzengesetz regelt
Mit dem Solarspitzengesetz, in Kraft seit dem 25. Februar 2025, wurde § 51 EEG grundlegend verschärft. Für betroffene Neuanlagen verringert sich der anzulegende Wert auf null, sobald der Spotmarktpreis negativ ist – und zwar bereits ab der ersten negativen Viertelstunde. Die früheren Stundenpuffer, nach denen die Vergütung erst ab drei, vier oder sechs zusammenhängenden Stunden entfiel, gelten nur noch für ältere Anlagenkohorten.
Zugleich wurde die Schwelle drastisch gesenkt: Erfasst sind nun Anlagen ab 2 kW statt erst ab 400 kW. Für Anlagen zwischen 2 und 100 kW greift die Regelung allerdings nur, sofern ein intelligentes Messsystem installiert ist. Für Freiflächenparks ist das ohne praktische Bedeutung – sie liegen ohnehin oberhalb dieser Schwelle und vermarkten ihren Strom in der geförderten Direktvermarktung. Dort wird in den negativen Stunden keine Marktprämie gezahlt; der am Markt erzielte Erlös ist in dieser Zeit null oder negativ.
Warum gerade Freiflächen-PV strukturell getroffen wird
Das eigentliche Problem ist die zeitliche Korrelation. Negative Strompreise entstehen, wenn das Angebot den Verbrauch übersteigt – typischerweise an sonnigen, verbrauchsschwachen Stunden. Genau dann produziert Photovoltaik am meisten. Die vergütungsfreien Stunden treffen damit überproportional die ertragreichste Erzeugung.
Die Häufigkeit nimmt zu: 2024 wurden rund 460 Stunden mit negativen Preisen registriert, 2025 bereits über 570; für 2026 werden deutlich höhere Werte erwartet. Mit jedem Ausbauschritt verschärft sich der Effekt. Für einen ungespeicherten Park bedeutet das einen wachsenden, schwer kalkulierbaren Erlösausfall in genau den Stunden, in denen er am meisten einspeist.
Die Kompensation nach § 51a EEG – und ihre Grenzen
§ 51a EEG mildert den Ausfall ab, beseitigt ihn aber nicht. Der Vergütungszeitraum verlängert sich um die Viertelstunden, in denen der anzulegende Wert auf null gesunken ist, aufgerundet auf volle Kalendertage. Für Solaranlagen wird diese Zahl jedoch mit dem Faktor 0,5 multipliziert – kompensiert wird also nur die Hälfte der ausgefallenen Stunden. Hinzu kommt: Die Nachholung erfolgt erst nach Ablauf der regulären 20 Jahre, und negative Stunden, die in den Nachholzeitraum fallen, werden nicht erneut ausgeglichen.
Wirtschaftlich entsteht dadurch ein doppelter Nachteil. Der Barwert einer Vergütung, die erst in 20 Jahren anfällt, liegt deutlich unter dem einer heutigen Zahlung, und die hälftige Anrechnung verkürzt den Ausgleich zusätzlich. In der Modellrechnung schlägt der § 51-Effekt daher stärker durch, als die Formulierung „der Förderzeitraum wird verlängert" vermuten lässt.
Smart Meter, Steuerbox und die 60-Prozent-Begrenzung
Für kleinere Anlagen tritt eine zweite Regelung hinzu: Ohne intelligentes Messsystem ist die Einspeiseleistung nach § 9 EEG auf 60 Prozent der installierten Leistung zu begrenzen. Erst mit Messsystem, Steuerbox und bestandenem Fernsteuerungstest entfällt die Kappung. Für gewerbliche und Freiflächenprojekte ist die Steuerbarkeit der Anlage ohnehin Standard; relevant wird sie dort vor allem im Zusammenspiel mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen nach § 17 Abs. 2b EnWG.
Was das für die Kalkulation bedeutet
Der § 51-Effekt verändert die Erlöslogik: Strom hat dann den geringsten Wert, wenn am meisten davon produziert wird. Wirtschaftlich attraktiv wird ein Park erst, wenn er diese Stunden überbrücken kann – durch Zwischenspeicherung und zeitversetzte Vermarktung. Damit wird der Speicher nicht zum technischen Zusatz, sondern zum erlösseitigen Kern des Geschäftsmodells. Genau diese Verlagerung steht hinter der Beobachtung, dass neue Solarparks zunehmend nur noch als Hybridprojekte geplant werden.
Praxishinweis
In unserer Beratungspraxis empfehlen wir, den § 51-Effekt nicht pauschal über eine angenommene Verlängerung des Förderzeitraums abzubilden, sondern barwertig und unter Berücksichtigung des Faktors 0,5. Für Hybridprojekte sollte zudem früh geprüft werden, wie die Speicherbewirtschaftung vertraglich und förderrechtlich vom geförderten PV-Strom abzugrenzen ist, damit die Speichererlöse nicht ungewollt der Förderlogik unterfallen.
Fazit
§ 51 EEG entwertet die ungespeicherte Einspeisung genau in den ertragreichsten Stunden, und § 51a gleicht das nur teilweise und verzögert aus. Wer Freiflächen-PV heute kalkuliert, sollte den Effekt barwertig erfassen – und prüfen, ob ein Speicher den Erlösausfall in einen Vorteil verwandeln kann.
Sie kalkulieren ein Freiflächen- oder Hybridprojekt und möchten den § 51-Effekt und die Speicherbewirtschaftung rechtlich sauber abbilden? Sprechen Sie uns an.