Negative Strompreise beeinflussen nun schon seit einigen Jahren die Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen für erneuerbare Energien. Für Betreiber von PV- und Windenergieanlagen, Projektierer und Investoren gewinnen daher Strategien zur Begrenzung von Negativpreisverlusten an Bedeutung. Dazu zählen vor allem die Nutzung von Flexibilitäten, Batteriespeicher, die freiwillige Abregelung der Einspeisung sowie moderne Vermarktungsmodelle auf Basis von Viertelstundenpreisen. Die seit Jahren zunehmende Volatilität des Strommarkts macht diese Instrumente zu wichtigen Bausteinen einer wirtschaftlich erfolgreichen Betriebsführung.
Warum negative Strompreise für PV- und Windkraftanlagenbetreiber zum Erlösrisiko geworden sind
Was sind negative Strompreise?
Negative Strompreise entstehen an den kurzfristigen Strombörsen Day-Ahead und Intraday, wenn das Stromangebot die Nachfrage übersteigt. In solchen Situationen müssen Erzeuger für die Einspeisung ihres Stroms zahlen, wenn sie ihre Einspeisung nicht stoppen.
In vielen Fällen treten negative Strompreise aufgrund der hohen PV-Einspeisung während sonnenreicher Mittagsstunden auf. Auch windstarke Tage mit hoher Einspeisung aus Windparks führen regelmäßig zu Überangeboten am Strommarkt. In beiden Fällen sinken die Börsenpreise teilweise deutlich unter null. Tritt beides zur selben Zeit auf, spricht man von einer sogenannten „Hellbrise“.
Warum nehmen negative Strompreise zu?
Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien steigt die Stromerzeugung an Tagen mit günstigen Wetterbedingungen oft in kürzester Zeit auf ein sehr hohes Niveau. Batteriespeicher und andere Flexibilitäten könnten einen Teil dieser Stromüberschüsse für den späteren Verbrauch speichern. Die verfügbaren Kapazitäten reichen aber noch nicht aus, als dass genügend Strom aufgenommen und Negativpreise vermieden werden könnten.
Dadurch bleibt die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen weiter hoch und mit ihr die Preisvolatilität. Negative Preise und hohe Preisspitzen treten heute oft innerhalb desselben Tages auf und verändern die Anforderungen an die Vermarktung von Strom grundlegend.
Direktvermarktung bei negativen Strompreisen: Welche Auswirkungen haben sie auf die Erlöse?
Wie funktioniert die Direktvermarktung von erneuerbaren Energien?
In der Direktvermarktung wird Strom aus erneuerbaren Energien nicht zu festen Vergütungssätzen eingespeist, sondern am Strommarkt verkauft.
Der Direktvermarkter übernimmt dabei Aufgaben wie Bilanzkreismanagement, Prognoseerstellung, Stromhandel und die Abrechnung. Je nach Vermarktungsmodell erfolgt die Vergütung auf der Basis von Monatsmarktwerten oder direkt anhand der tatsächlich erzielten Börsenpreise je Viertelstunde.
Wann werden negative Strompreise für Betreiber finanziell relevant?
Sobald die Day-Ahead-Preise an der Strombörse negativ werden, erhalten Betreiber für ihre eingespeiste Strommenge keine positiven Erlöse mehr, sondern müssen für den entsprechenden Zeitraum Vermarktungsverluste hinnehmen. Das betrifft sowohl die Direktvermarktung zu Börsenpreisen als auch die Direktvermarktung zum monatlichen Marktwert Solar oder Wind. Der entscheidende Unterschied allerdings: Nur in der Direktvermarktung zu Börsenpreisen kann der Betreiber Verluste vermeiden, wenn er seine Einspeisung temporär aussetzt.
Wie stark sich die negativen Strompreise auf die Bilanz der jeweiligen EE-Anlage auswirken, hängt davon ab, ob und in welcher Höhe zusätzlich eine Marktprämie gezahlt wird und welche regulatorischen Vorgaben für die jeweilige Anlage gelten.
Redispatch 2.0: Verluste durch netzbedingte Abschaltung
Hinzu kommt, dass Netzbetreiber die Einspeisung von Photovoltaik- und Windkraftanlagen in ihrer Region teilweise temporär abschalten, wenn eine Überlastung der Stromnetze droht. Anders als die Abregelung durch den Direktvermarkter (siehe unten) werden Redispatch-Maßnahmen (Redispatch 2.0) nicht zum direkten Schutz der unmittelbar betroffenen Anlagen vor Negativpreisen durchgeführt, sondern netzbedingt und können auch dann auftreten, wenn die Strompreise im positiven Bereich sind.
Die durch die Abschaltung entgangenen Einnahmen müssen durch den Netzbetreiber erstattet werden. Für den Eigenverbrauch hingegen gilt dies nicht. Dieser darf vom Netzbetreiber eigentlich nicht mehr abgeschaltet werden, doch in einigen Fällen (z.B. bei falscher Konfiguration der Anlagen) kann dies aktuell dennoch geschehen. Die betroffenen Unternehmen müssen dann für den Zeitraum der Abschaltung oft Netzstrom beziehen. Eine Kompensation durch den zuständigen Netzbetreiber ist für diese Ausfälle nicht vorgesehen.
Warum der Marktwert Solar und der Marktwert Wind nicht immer die tatsächlich möglichen Erlöse widerspiegeln
Viele Betreiber vermarkten ihren Strom auf Basis des monatlich von den Übertragungsnetzbetreibern ermittelten Marktwert Solar oder Marktwert Wind. Marktwerte stellen allerdings immer nur einen Durchschnittswert für den jeweiligen Erzeugungstyp über einen Zeitraum von einem Monat dar.
Der Marktwert berücksichtigt nicht, zu welchen konkreten Viertelstunden eine Anlage Strom eingespeist hat. Hochpreisphasen und negative Preisphasen spielen bei dieser Betrachtung keine Rolle, da nach dem Monatsdurchschnitt abgerechnet wird. Dadurch bleiben anlagenspezifische Einspeisestrategien und Besonderheiten ohne wirtschaftlichen Effekt.
Um die individuellen Vorteile einer spezifischen Windkraft- oder PV-Anlage im Einspeiseverhalten (durch eine moderne Bauweise, Flexibilitäten oder Standortvorteile) in höhere Vermarktungserlöse zu übersetzen, ist es deshalb eine Grundvoraussetzung, dass Stromüberschüsse zu viertelstündlichen Börsenpreisen vermarktet und abgerechnet werden und nicht zum Monatsmarktwert.
Marktprämie bei negativen Strompreisen: Wann entfällt die EEG-Förderung?
Die Regelungen zu negativen Strompreisen und Marktprämien sind in § 51 des EEG festgelegt. Für neue Anlagen entfällt die Marktprämie in negativen Preisphasen vollständig. Für ältere Anlagen hingegen gibt es je nach Inbetriebnahmedatum unterschiedliche Regelungen zum teilweisen Entfall der Marktprämie unter bestimmten Voraussetzungen.
Diese sogenannte Nullvergütung verschärft die Auswirkungen von negativen Preisphasen, da Anlagenbetreiber im Falle der Einspeisung nicht nur Vermarktungsverluste hinnehmen, sondern zusätzlich auch noch auf die Marktprämie verzichten müssen.
Negative Strompreise vermeiden: Welche Handlungsoptionen haben Betreiber?
Mit der Vermarktung des Stroms zu viertelstündlichen Börsenpreisen bietet sich Anlagenbetreibern die Möglichkeit, ihre Vermarktungsergebnisse zu verbessern, wenn Ihre Anlage vergleichsweise viel Strom einspeist, wenn die Preise hoch sind. Umgekehrt können sie Vermarktungsverluste vermeiden, wenn sie die Einspeisung in negativen Preisphasen vermeiden.
Freiwillige Abregelung von Windkraft- oder PV-Anlagen bei negativen Strompreisen als wirtschaftliches Steuerungsinstrument
Wenn negative Strompreise für Betreiber zu Erlösverlusten führen, ist eine temporäre Abschaltung der Einspeisung durch den Direktvermarkter sinnvoll. LUOX Energy bietet Betreibern daher die Möglichkeit, eine individuelle Preisgrenze im negativen Bereich festzulegen, ab der die Einspeisung temporär gestoppt wird: automatisch und ohne zusätzliche Anschaffungen oder Kosten. Die jeweilige Preisgrenze sollte vom Betreiber unter Berücksichtigung des anzulegenden Wertes der Anlage und der für sie geltenden Marktprämienregelung festgelegt werden.
Voraussetzung für die Abregelung durch den Direktvermarkter ist, dass die Anlage fernsteuerbar ist. Bei korrekter Konfiguration bleibt der Eigenverbrauch davon unberührt.
Batteriespeicher zur Vermeidung von Verlusten durch negative Strompreise
Durch die freiwillige Abregelung von EEG-Anlagen kann zwar die Einspeisung von überschüssigem Strom in Negativpreisphasen verhindert werden, doch damit die erzeugte Strommenge nicht verloren geht, benötigen Betreiber einen Batteriespeicher oder ein Energiemanagementsystem.
Während Batteriespeicher bislang vor allem zur Eigenverbrauchsoptimierung genutzt wurden, sind sie inzwischen oft mit einem modernen Energiemanagementsystem (EMS) verbunden. Energiemanagementsysteme, die über eine Funktion zur preisbasierten Einspeisesteuerung verfügen, ermöglichen eine zielgerichtete Optimierung der Vermarktungserlöse auf Basis der Börsenpreise.
Damit werden EMS und Batteriesysteme zu wirkungsvollen Instrumenten zur Steigerung der Rentabilität von PV-Anlagen.
PV-Speicher und Direktvermarktung zu Börsenpreisen
Verschiebung der Einspeisung mit einem PV-Speicher zur Erlössteigerung
Das Grundprinzip ist einfach: Strom wird während negativer oder niedriger Preisphasen gespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt vermarktet. Dadurch können Hochpreisphasen genutzt und die durchschnittlichen Vermarktungserlöse verbessert werden. Diese Form der Arbitrage entwickelt sich zu einem wichtigen wirtschaftlichen Hebel.
Ein erhöhtes Erlöspotenzial entsteht daher durch die Kombination von PV-Speichern und der Direktvermarktung zu 15-minütigen Börsenpreisen. Einige intelligente Batteriespeicher berücksichtigen mithilfe eines EMS Prognosen, Eigenverbrauchsoptimierung, Speicherstände und Börsenpreise für die Stromvermarktung und erstellen davon ausgehend entsprechende Fahrpläne.
Welche Funktionen die verschiedenen Batteriespeicher allerdings wirklich unterstützen, sollten Sie im Detail prüfen. Zudem ist eine bidirektionale Nutzung von Batteriespeichern für das Einspeisen von Strom in das Netz und das Laden der Batterie mit grauem Netzstrom aktuell (Stand Juli 2026) noch nicht ohne den Verlust der Förderung (Marktprämie) möglich. Da diese Form der Batterienutzung und der damit verbundene Arbitragehandel viel Potenzial haben, sind entsprechende Regelungen geplant, die eine bidirektionale Nutzung von PV-Speichern, Ladeboxen und Autobatterien in Zukunft ermöglichen sollen (Stichwort MiSpeL-Festlegung).
Negative Strompreise bereits in der Projektierung von PV- und Windkraftanlagen berücksichtigen
Bereits bei der Projektierung können Entscheidungen wie jene bezüglich der geografischen Ausrichtung einer PV-Anlage die späteren Vermarktungsergebnisse beeinflussen. Anlagen mit Ost-West-Ausrichtung erzeugen Strom teilweise außerhalb der typischen Mittagsstunden und können dadurch höhere Marktwerte erzielen. Auch eine Nachführfunktion der Module und regionale Wetterbedingungen beeinflussen das Erzeugungsprofil.
Die Kombination von Batteriespeicher und Erzeugungsanlage bietet, wie beschrieben, ebenfalls technische und wirtschaftliche Vorteile. Wer Speicher frühzeitig mitplant, kann Netzanschluss, Betriebsführung und Vermarktung optimal aufeinander abstimmen.
Neben Technik und Standort kann auch bereits in der Projektentwicklung die Vermarktungsstrategie berücksichtigt werden. Direktvermarktungsverträge beeinflussen die langfristige Wirtschaftlichkeit von EEG-Anlagen oft erheblich.
Fazit: Wer Flexibilität vermarktet, reduziert das Risiko von Erlösverlusten durch negative Strompreise
Negative Strompreise werden voraussichtlich längerfristig Bestandteil des Strommarkts bleiben. Für Betreiber von PV- und Windparks liegt die zentrale Herausforderung deshalb im professionellen Umgang mit den daraus entstehenden Erlösrisiken.
Direktvermarktung, Batteriespeicher, marktorientierte Abregelung und preisbasierte Einspeisesteuerung entwickeln sich zu entscheidenden Instrumenten für die wirtschaftliche Optimierung erneuerbarer Erzeugungsanlagen. Die Direktvermarktung zu viertelstündlichen Börsenpreisen ermöglicht es, Flexibilität gezielt zu monetarisieren und Verluste durch Negativpreisphasen zu reduzieren.
Insbesondere die Kombination aus Spot-Direktvermarktung und automatischer Abregelung oder Speicherintegration eröffnet zusätzliche Erlöspotenziale.
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