An der deutschen Strombörse lag der Preis 2025 in 573 Stunden unter null, nach 457 Stunden im Jahr davor. Für Anlagen, die seit Februar 2025 ans Netz gehen, entfällt die Vergütung ab der ersten Viertelstunde mit negativem Preis. Ein Batteriespeicher verschiebt den Strom aus diesen Stunden in teurere – und verdient an einem Abstand, der mit dem Problem wächst.

Wer einspeist, bekommt in diesen Stunden nicht nur kein Geld. Am Spotmarkt muss er unter Umständen dafür zahlen, dass jemand seinen Strom abnimmt. Was wie eine ökonomische Absurdität klingt, ist wiederkehrende Realität, und die Zahl dieser Stunden wächst.

Für die Erlösrechnung einer Anlage ist das keine Randnotiz.

Warum der Preis unter null fallen kann

An der Börse setzt das teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis für alle. Decken Wind und Sonne den gesamten Bedarf, wird kein teures Kraftwerk mehr gebraucht, und der Preis fällt gegen null. Unter null gerät er, weil manche konventionellen Kraftwerke aus technischen Gründen oder wegen Lieferverträgen nicht kurzfristig abschalten können und lieber eine geringe Zuzahlung leisten, als ganz herunterzufahren.

Das trifft vor allem sonnige Wochenenden und Feiertage, wenn Industrie und Gewerbe wenig abnehmen. Die Häufung liegt in den Mittagsstunden der Sommermonate – am 11. Mai 2025 fiel der Day-Ahead-Preis auf rund minus 250 Euro je Megawattstunde, den tiefsten Wert des Jahres.

Der Trend ist strukturell, nicht zufällig: 2022 waren es 69 Stunden, 2024 bereits 457, 2025 dann 573. Solange Photovoltaik schneller zugebaut wird als Speicher und flexible Nachfrage, spricht wenig für eine Umkehr. Wer heute investiert, investiert in eine Welt mit mehr solchen Stunden, nicht mit weniger.

Seit Februar 2025 fehlt die Karenzzeit

Lange war das für Betreiber kein akutes Problem, weil eine Schwelle davorstand. Bis 2024 entfiel die Vergütung erst, wenn der Preis mehrere aufeinanderfolgende Stunden negativ war, und die Regel galt erst ab 400 kWp.

Das Solarspitzengesetz hat diese Schwelle ersatzlos gestrichen. Seit dem 25. Februar 2025 entfällt der anzulegende Wert nach § 51 EEG für Neuanlagen ab 2 kWp in jeder einzelnen Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis. Bestandsanlagen bleiben unter den alten Vorgaben.

Damit wird aus einem technischen Detail eine Frage der Wirtschaftlichkeit. Was mit dem Strom in diesen Stunden geschieht, entscheidet über einen wachsenden Teil der Erzeugung.

Die Hälfte kommt zurück, aber erst in zwanzig Jahren

An dieser Stelle wird der Sachverhalt häufig verkürzt dargestellt, auch von Anbietern, die es besser wissen müssten. Die ausgefallenen Viertelstunden sind nicht ersatzlos verloren. § 51a EEG verlängert den Förderzeitraum am Ende der zwanzig Jahre um die entsprechenden Zeiten.

Zwei Einschränkungen gehören aber dazu, und beide sind erheblich. Bei Solaranlagen wird nur mit dem Faktor 0,5 gerechnet – aus vier ausgefallenen Viertelstunden werden zwei nachgeholte. Und die Nachholung greift erst nach Ablauf der regulären Förderdauer, also in einem Zeitraum, in dem die Anlage bereits gealtert ist und weniger produziert.

Der Speicher verdient an genau diesem Problem

Die Antwort beruht auf einem alten kaufmännischen Prinzip: Man verkauft nicht, wenn der Preis am Boden liegt. Man hebt die Ware auf, bis sie wieder etwas wert ist.

Ein Batteriespeicher nimmt den Strom in den Überschussstunden auf und gibt ihn ab, wenn er wertvoll ist – am Abend, wenn die Sonne weg ist und die Nachfrage steigt, oder in Hochpreisphasen sonnenarmer Wochen. Dieselbe Kilowattstunde, die mittags nichts einbrachte, wird abends zum vollen Wert verkauft. Das ist Arbitrage: den zeitlichen Wertunterschied desselben Guts nutzen.

Und der Wert dieses Prinzips wächst mit dem Problem, das es löst. Während die Zahl der Negativstunden steigt, nimmt die Zahl der Hochpreisstunden ebenfalls zu; der durchschnittliche tägliche Preisabstand am Day-Ahead-Markt lag 2025 bei rund 130 Euro je Megawattstunde. Je weiter die Preise auseinandergehen, desto mehr trägt das Verschieben. Der Speicher leidet nicht unter der Entwicklung, er lebt von ihr.

Zwei Anlagen, die sich auseinanderentwickeln

Damit trennen sich zwei Investments, die auf dem Papier ähnlich aussehen. Die reine Einspeise-Anlage produziert am meisten genau dann, wenn ihr Strom am wenigsten wert ist, und hat keine Möglichkeit auszuweichen. Ihr Marktwert sinkt mit jedem weiteren Zubau, weil sie zur selben Zeit einspeist wie alle anderen.

Die Anlage mit Speicher entzieht den Strom dem wertlosen Moment und führt ihn dem wertvollen zu. Über zwanzig Jahre ist dieser Unterschied nicht klein. Er entscheidet mit darüber, ob die Ertragsrechnung aufgeht.

Für den Investor folgt daraus eine Verschiebung in der Betrachtung. Der Speicher ist bei einem heutigen Photovoltaik-Investment nicht mehr das teure Extra, das man sich zusätzlich leistet. Er ist zunehmend der Teil, der die Ertragsseite gegen einen strukturellen Markttrend absichert.

Wo wir die Grenze ziehen

Das Prinzip, wertlosen Überschussstrom einem höheren Nutzen zuzuführen, lässt sich über den Speicher hinausdenken. Wärme etwa lässt sich gut speichern. Und in der Branche wird derzeit auch darüber gesprochen, rechenintensive Prozesse wie das Erzeugen von Kryptowährung genau dann laufen zu lassen, wenn der Strom ohnehin nichts einbringt.

So naheliegend der Gedanke klingt, so klar ist für uns die Grenze. Speicher, Eigenverbrauch und Wärme wandeln Strom in einen Wert um, der selbst stabil ist. Die Umwandlung in ein digitales Gut mit stark schwankendem Kurs tut das nicht – sie tauscht einen wertlosen, aber berechenbaren Strom gegen einen Ertrag, dessen Wert unberechenbar ist.

Als bewusst begrenzter Zusatznutzen mag das für einen Betreiber tragbar sein, der die Schwankungen versteht. Als Fundament eines Investments taugt es nicht. Was sich nicht seriös bewerten lässt, gehört nicht in die Ertragsrechnung.