Minusstunden bei Photovoltaik: Was negative Strompreise für Ihre Rendite bedeuten

Minusstunden sind Zeiträume, in denen der Börsenstrompreis unter null fällt. Für Betreiber von Photovoltaikanlagen ist das keine Randnotiz, sondern ein direkter Erlösausfall: Nach § 51 EEG verringert sich der anzulegende Wert für Zeiträume mit negativem Spotmarktpreis auf null. Es gibt keine Vergütung, und der Strom wird am Markt zu einem negativen Preis abgesetzt.

Wer heute eine PV-Investition prüft, muss diesen Mechanismus verstanden haben. Er entscheidet darüber, ob eine Ertragsprognose belastbar ist oder ob sie einen Teil der Erlöse einrechnet, der real gar nicht ankommt. Dieser Beitrag erklärt, wie Minusstunden entstehen, wie die Kürzung rechtlich funktioniert und mit welchen Ansätzen Projekte darauf reagieren.

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Wie Minusstunden entstehen

Der Strompreis am Day-Ahead-Markt entsteht über die Merit-Order: Das teuerste noch benötigte Kraftwerk setzt den Preis für alle. Wie dieser Mechanismus im Detail arbeitet, beschreibt der Beitrag zur Leipziger Strombörse (EEX).

Negativ wird der Preis, wenn zwei Bedingungen zusammentreffen:

• Sehr hohe Einspeisung aus Wind und Photovoltaik. An sonnigen, windigen Tagen decken die Erneuerbaren einen großen Teil der Last bei Grenzkosten nahe null.
• Niedrige Nachfrage. Sonn- und Feiertage, Brückentage, milde Mittagsstunden im Frühjahr.

Kommt beides zusammen, übersteigt das Angebot die Nachfrage. Weil sich thermische Kraftwerke nicht beliebig schnell abregeln lassen und einige Erzeuger trotz Minuspreis weiter einspeisen, muss der Markt einen Preis unter null bilden, um Erzeugung aus dem System zu drängen. Typisch sind Frühjahrs- und Sommermittage, seltener sturmreiche Winternächte.

Warum Photovoltaik besonders betroffen ist

PV-Anlagen erzeugen alle gleichzeitig. Der Ertrag konzentriert sich auf wenige Mittagsstunden, und genau dort ist der Preis am niedrigsten. Diese Gleichzeitigkeit ist der Grund, warum der Marktwert Solar strukturell unter dem allgemeinen Spotmarktmittel liegt.

Der Effekt lässt sich an den amtlich veröffentlichten Jahresmarktwerten ablesen. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen auf netztransparenz.de für den Jahresmarktwert Solar (JW Solar) aus:

Jahr	Jahresmarktwert Solar (JW Solar)
2024	5,858 ct/kWh
2025	4,508 ct/kWh

Der Rückgang zeigt, in welche Richtung sich die Vermarktungserlöse von PV-Strom bewegen, während der Zubau weiter zunimmt. Verlässliche Aussagen zur Zahl negativer Preisstunden pro Jahr liefert die Bundesnetzagentur über das Datenportal SMARD; wer eine Projektkalkulation prüft, sollte die dort veröffentlichten Großhandelspreise als Referenz heranziehen und nicht Marktkommentare.

§ 51 EEG: die Kürzung auf null

Der zentrale Satz steht in § 51 Absatz 1 EEG: „Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null."

Zwei Punkte daran sind für Investoren wichtig.

Erstens: Es gibt keine Vier-Stunden-Schwelle mehr. Frühere EEG-Fassungen setzten die Vergütung erst aus, wenn der Preis über mindestens vier oder sechs aufeinanderfolgende Stunden negativ war. Diese Staffelung ist entfallen. Die geltende Norm stellt allein auf „Zeiträume" mit negativem Spotmarktpreis ab, ohne Mindestdauer. Damit greift die Kürzung ab dem ersten betroffenen Abrechnungsintervall.

Zweitens: Die Ausnahmen sind eng. § 51 Absatz 2 EEG nimmt Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt aus, solange sie nicht mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind, sowie Anlagen unter 2 Kilowatt bis zu einer Festlegung der Bundesnetzagentur. Für Investmentprojekte im Freiflächen- oder Gewerbedachbereich ist die Ausnahme praktisch bedeutungslos: Diese Anlagen liegen über der Schwelle und sind ohnehin messtechnisch angebunden.

Ergänzend regelt § 51 Absatz 3 EEG die Folgen für Monate, in denen die Voraussetzungen des Absatzes 1 mindestens einmal erfüllt sind und der Strom in der Ausfallvergütung veräußert wird. Die Ausfallvergütung ist damit kein Ausweichweg.

Was das für den Zahlungsstrom bedeutet

Anlagen über 100 kWp sind in der Direktvermarktung. Die Marktprämie nach § 20 EEG ergibt sich als Differenz zwischen anzulegendem Wert und Monatsmarktwert. Fällt der anzulegende Wert für eine Minusstunde auf null, entfällt die Prämie für diesen Zeitraum vollständig. Der Betreiber ist auf den Marktpreis zurückgeworfen, und der ist in diesen Stunden negativ.

Die Mechanik der Vergütung im Normalfall ist im Beitrag Solarstrom verkaufen und in der Übersicht zur gesetzlichen Absicherung nach dem EEG beschrieben.

Illustratives Rechenbeispiel (keine Prognose, keine Renditezusage):

Größe	Annahme
Jahresertrag	1.000.000 kWh
Anteil der Erzeugung in Minusstunden	5 % = 50.000 kWh
Anzulegender Wert	6,0 ct/kWh
Entfallende Vergütung	3.000 €

Die Zahlen sind frei gewählt und dienen nur der Veranschaulichung der Rechenlogik. Der tatsächliche Anteil hängt von Standort, Ausrichtung, Vermarktungsvertrag und Marktentwicklung ab.

Was Projekte dagegen tun können

Es gibt keinen Weg, negative Preise auszuschließen. Es gibt aber Stellschrauben, die den Effekt dämpfen.

Direktvermarktungsvertrag

Der Vermarktungsvertrag entscheidet, wer das Risiko trägt. Manche Verträge sehen eine automatische Abregelung bei negativen Preisen vor, andere reichen den Minuspreis an den Betreiber durch. Prüfen Sie, ob eine Abschaltklausel vereinbart ist, wie kurzfristig sie greift und wie das Vermarktungsentgelt in Minusstunden behandelt wird. Bei langfristigen Abnahmeverträgen ist die Preisformel entscheidend; die Grundlagen dazu erklärt der Beitrag zum PPA.

Speicher

Ein Batteriespeicher verschiebt Einspeisung aus Niedrigpreisstunden in Hochpreisstunden. Damit umgeht das Projekt die Minusstunde nicht nur, sondern verkauft die Energie später zu einem besseren Preis. Der Preis dafür sind zusätzliche Investitionskosten und eine komplexere technische wie vertragliche Struktur. Ob sich das rechnet, hängt an Spread, Zyklenzahl und Speicherpreis. Einordnung dazu im Beitrag Batteriespeicher als Investment.

Anlagenauslegung

Ost-West-Ausrichtung statt reiner Südausrichtung senkt den Spitzenertrag zur Mittagszeit und verteilt die Erzeugung breiter über den Tag. Der absolute Jahresertrag sinkt dabei leicht, der erzielte Durchschnittspreis je Kilowattstunde steigt. Auch ein bewusst gewähltes Verhältnis von Modulleistung zu Wechselrichterleistung wirkt in diese Richtung. Wie Ertragsannahmen sauber aufgesetzt werden, zeigt der Beitrag zur Ertragsprognose.

Realistische Kalkulation

Der wirksamste Schutz ist eine Kalkulation, die Minusstunden von vornherein einpreist. Wer den vollen anzulegenden Wert auf alle erzeugten Kilowattstunden rechnet, überschätzt die Erlöse. Der Zusammenhang zwischen Kostenseite und Erlösseite ist in den Beiträgen zu Stromgestehungskosten und Solarpark-Rendite beschrieben.

Einordnung für Investoren

Minusstunden verschieben die Bewertungsmaßstäbe. Bis vor wenigen Jahren war die installierte Leistung die dominierende Kennzahl. Heute zählt, wann eine Anlage einspeist und zu welchem Preis. Bei marktüblichen Projekten ohne Speicher und ohne durchdachte Vermarktungsstruktur trifft der Effekt direkt die Erlösseite.

Envest strukturiert die angebotenen Beteiligungen an Projekten aus dem eigenen Unternehmensverbund so, dass sie auch unter Minusstunden-Bedingungen tragfähig kalkuliert sind. Dazu gehören konservative Erlösannahmen, die Prüfung der Direktvermarktungsverträge und, wo sinnvoll, die Ergänzung um Speicherkapazität. Die Anlagen selbst werden von den jeweiligen Projektgesellschaften betrieben.

Rechtsgrundlagen & weiterführende Quellen

• § 51 EEG (Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen)
• § 20 EEG (Marktprämie)
• § 25 EEG (Dauer des Zahlungsanspruchs)
• SMARD – Marktdaten der Bundesnetzagentur (Großhandelspreise, Erzeugung, Verbrauch)
• netztransparenz.de – Marktwertübersicht der Übertragungsnetzbetreiber (Monats- und Jahresmarktwerte Solar)
• Bundesnetzagentur – Erneuerbare Energien (EEG-Förderung, Ausschreibungen, Statistik)

Fazit

Negative Strompreise sind kein temporärer Ausreißer, sondern eine Folge der Erzeugungsstruktur. § 51 EEG zieht daraus die konsequente Folge: keine Förderung in Zeiträumen, in denen der Markt Strom nicht aufnehmen kann. Für PV-Investments verschiebt das den Bewertungsmaßstab weg von der reinen Anlagengröße hin zur Frage, wie gut ein Projekt auf Preisstunden reagiert.

Prüfen Sie bei jedem Angebot drei Punkte: Welcher Anteil der Erlöse ist als Marktprämie kalkuliert, wie behandelt der Direktvermarktungsvertrag Minusstunden, und ist Flexibilität eingeplant. Wer diese Fragen beantwortet bekommt, hat eine Grundlage für eine ehrliche Renditeeinschätzung.

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