Von negativen Preisen zu Nullstunden: die neuen Herausforderungen für Investoren in Deutschland
In den letzten Jahren ist die Anzahl negativer Strompreise deutlich gestiegen. Besonders in den Jahren 2024 und 2025 stellte dies viele Marktteilnehmer vor erhebliche Herausforderungen. Strompreise unter null bedeuten, dass Erzeuger zeitweise dafür zahlen müssen, ihren Strom in den Markt zu bringen. Ein klares Signal für ein Überangebot an Strom, insbesondere aus erneuerbaren Energien.
March 25th, 2026
Doch ein genauer Blick auf die zukünftige Entwicklung zeigt ein differenzierteres Bild: Während negative Preise in der Vergangenheit stark zugenommen haben, kann davon ausgegangen werden, dass ihre Anzahl langfristig wieder zurückgehen wird. Gleichzeitig wird jedoch eine andere Kategorie von Preissignalen deutlich zunehmen, nämlich Stunden mit einem Strompreis von 0 €/MWh, im Folgenden „Null-Stunden“ genannt.
Diese Entwicklung bedeutet jedoch nicht, dass das strukturelle Problem des Überangebots erneuerbarer Energien verschwindet. Vielmehr verändert sich lediglich die Art und Weise, wie sich dieses Überangebot im Marktpreis widerspiegelt.
Treiber der negativen Strompreise in den vergangenen Jahren in Deutschland
Der Hauptgrund für negative Strompreise ist das steigende Angebot an erneuerbaren Energien in Verbindung mit einer begrenzten Nachfragflexibilität. Dies gilt insbesondere in Zeiten mit hohem Wind- oder Solarstromertrag sowie geringer Stromnachfrage (z. B. an Wochenenden, Feiertagen oder in konjunkturbedingten Situationen).
Da Strom nur begrenzt gespeichert werden kann, konventionelle Kraftwerke nicht immer kurzfristig abgeschaltet werden können und viele geförderte Anlagen bereit sind, zu negativen Preisen zu bieten (da bisher der wirtschaftliche Anreiz fehlt, bei negativen Preisen abzuschalten), führt dieses Überangebot zu fallenden Preisen und im Extremfall bis in den negativen Bereich.
Mit dem starken Ausbau von Wind- und Solarkapazitäten hat sich dieses Phänomen in den letzten Jahren deutlich verstärkt. Bereits im Jahr 2020 konnten 298 Stunden mit negativen Strompreisen beobachtet werden. Grund dafür war ein „gutes“ Wetterjahr mit hoher Erzeugung aus erneuerbaren Energien und einer geringen Stromnachfrage, bedingt durch die Corona-Pandemie.
Nachdem die Anzahl der negativen Stunden während der Energiepreiskrise aufgrund des damals sehr hohen Preisniveaus in den Jahren 2021 und 2022 deutlich zurückgegangen war, brachte das Jahr 2023 wieder eine hohe Anzahl an negativen Stunden. Auch hier waren eine hohe Erzeugung aus erneuerbaren Energien sowie eine geringe Stromnachfrage, diesmal bedingt durch die konjunkturelle Lage Deutschlands, ausschlaggebend.
Die Jahre 2024 und 2025 mit jeweils 459 und 573 Stunden haben diese Entwicklung wiederum übertroffen. Insbesondere in den Sommermonaten in der Mittagszeit konnten die meisten der negativen Stunden beobachtet werden, immer dann, wenn eine hohe Solarerzeugung vorherrschte.
Fig.1 - Anzahl der negativen Stunden in Deutschland am Day-Ahead Markt
Strukturelle Gründe für weniger negative Preise in der Zukunft
Auch wenn das erneuerbare Angebot weiterwächst, gibt es mehrere strukturelle Entwicklungen, die negative Preise künftig reduzieren können.
§ 51 EEG und die Aussetzung der Förderung bei negativen Preisen
Der § 51 im deutschen Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) regelt, dass Neuanlagen unter dem EEG ihre Förderungen verlieren, wenn der Börsenpreis für mehrere bzw. mittlerweile eine Stunden[1] negativ ist.
Dieses Regelwerk schafft einen starken wirtschaftlichen Anreiz, die Einspeisung bei negativen Preisen zu reduzieren bzw. führt dazu, dass EEG-Anlagen unter der neuen Regelung nicht mehr zu negativen Preisen bieten, sondern den Anreiz haben ihren Strom zu Preisen von „Null“ an der Börse anzubieten.
Dadurch sinkt in der Zukunft tendenziell die Menge an Strom, die bei stark negativen Preisen weiterhin in den Markt gedrückt wird.
Mehr Flexibilität im Stromsystem
Parallel dazu entstehen zunehmend Flexibilitäten im Stromsystem:
· Batteriespeicher (BESS)
· Elektrolyseure
· Demand Response
· Sektorenkopplung (z. B. E-Mobilität)
Diese Technologien können gezielt Strom aufnehmen und eine Art „künstlichen Verbraucher“ darstellen, wenn viel erneuerbare Energie im System vorhanden ist. Dadurch stabilisieren sie die Preise und verhindern negative Preise.
Das neue Marktbild: Mehr „Null-Stunden“ in der Zukunft?
Während negative Preise langfristig zurückgehen könnten, wie unser Whitepaper aus dem September 2025 zeigt, ergibt sich daraus ein anderes klares Signal: Die Anzahl der Stunden mit Preisen nahe oder exakt bei null wird deutlich steigen.
Der Grund ist einfach, denn das strukturelle Überangebot an erneuerbarer Energie verschwindet nicht. Statt leicht negativer Preise wird der Markt häufiger Situationen erreichen, in denen sich, unter der Berücksichtigung eines rationalen Bieterverhaltens von EEG-geförderten Neuanlagen, ein Preis von 0 €/MWh einstellt.
Dieses Preissignal zeigt weiterhin, dass wir ein System mit strukturellem Überschussangebot haben und dass sich die Herausforderung verschiebt, aber nicht verschwindet.
Für Anlagen unter dem EEG kann diese Entwicklung zunächst positiv erscheinen, da bei einem Strompreis von 0 €/MWh gilt, dass die Marktprämie weiterhin vollständig gezahlt wird (welches nun anders ist, als wenn negativen Preise auftreten und § 51 EEG greifen würde). Das bedeutet, dass Betreiber ihre Förderung weiterhin erhalten, sofern der Börsenpreis null (oder positiv) beträgt. Doch diese scheinbar gute Nachricht bringt eine neue Herausforderung mit sich.
Die Pro-Rata-Regel: Mengenverteilung bei gleichen Geboten
Wenn sehr viele Erzeuger gleichzeitig Strom anbieten, kann ein weiterer Marktmechanismus relevant werden, und zwar die Pro-Rata-Regelung.
Diese Regel kommt dann zum Einsatz, wenn mehr Strom zum gleichen Preis an der Börse angeboten wird, als tatsächlich nachgefragt wird. In diesem Fall kann der Markt nicht die komplette angebotene Menge bezuschlagen. Stattdessen wird die akzeptierte Menge proportional auf alle Anbieter mit derselben Zahlungsbereitschaft verteilt.
Fig.2 - Schematische Darstellung der Pro-Rata Regelung (Quelle: Eigene Darstellung basierend auf NEMO (2019) und SDAC (2023) und EEX).
Doch was bedeutet die Pro-Rata -Regelung konkret? Angenommen an der Börse kommen folgende Marktkonditionen zum Einsatz:
Hohes Stromangebot (insbesondere durch eine hohe Erzeugung aus erneuerbare Energien) zu einem Preis von 0 €/MWh von 100 GWh
Geringere Stromnachfrage von 80 GWh
Der Marktpreis kommt bei 0 €/MWh zustande
Das führt dazu, dass der Markt nur 80 GWh Strom benötigt, aber 100 GWh zum selben Preis angeboten werden. Damit können nicht alle Gebote der Auktion vollständig angenommen werden. Stattdessen wird jetzt unter der Pro-Rata-Regelung jede einzelne Angebotsmenge anteilig gekürzt. Die akzeptierte Quote beträgt in diesem Fall: 80 GWh/100 GWh = 80 %.
Das bedeutet in diesem Beispiel konkret:
Jeder Anbieter kann jetzt nur noch anteilig 80 % seiner angebotenen Menge in der Day-Ahead Auktion vermarkten.
20 % der Energie bleiben unvermarktet über die Day-Ahead Auktion und werden daher auch nicht unter der EEG-Zahlung vergütet.
Mit zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien und immer mehr Geboten nahe 0 €/MWh könnte dieser Mechanismus in Zukunft häufiger relevant werden.
Wie entwickelt sich der Pro-Rata-Faktor in der Zukunft?
Der folgende Pro-Rata-Faktor berücksichtigt die Begrenzung der vermarktbaren Strommenge in Stunden mit positiven und Null-Preisen (also in allen Stunden außer bei negativen Preisen) und bezieht sich damit auf alle betroffenen Stunden und nicht ausschließlich auf Stunden mit genau 0 €/MWh. Er bildet somit den Anteil der Produktion ab, der aufgrund von Überangebot am Markt nicht vollständig abgesetzt werden kann.
Grundsätzlich zeigt sich in dem Szenario „Central“ der europäischen Strompreisszenarien, dass die Zahl der Stunden mit Preisen von null in den kommenden Jahren deutlich zunimmt. Bis 2029 ist ein klarer Anstieg dieser Stunden zu beobachten, der sich nach 2030 nochmals verstärkt und einen steileren Verlauf annimmt. Ein zentraler Treiber hierfür ist der starke Ausbau der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten in Deutschland, der ab 2027 deutlich an Dynamik gewinnt. Nach 2031 flacht der Kapazitätsausbau für Solar zwar etwas ab, steigt jedoch weiterhin an. Parallel dazu nimmt auch die installierte Batteriespeicherleistung stark zu: Bis 2029 wächst sie sehr dynamisch, wird anschließend bis etwa 2031 kurzzeitig abgeflacht und steigt danach erneut deutlich an. Gleichzeitig entwickelt sich die Stromnachfrage kontinuierlich nach oben, was einen Teil des zusätzlichen Angebots aufnehmen kann.
Diese Entwicklungen spiegeln sich im Verlauf des Pro-Rata-Faktors wider. Bis 2028 sinkt der Faktor zunächst, was bedeutet, dass ein geringerer Anteil der erzeugten Strommenge am Markt vermarktet werden kann. Anschließend steigt der Faktor bis etwa 2031 wieder an, da zunehmende Flexibilitätsoptionen, insbesondere Speicher sowie eine wachsende Nachfrage, einen größeren Teil der Produktion aufnehmen können. Nach 2031 sinkt der Faktor erneut, da der weitere Ausbau der erneuerbaren Kapazitäten erneut zu mehr Angebotsüberschüssen führt.
Fig.3 - Entwicklung des Pro-Rata-Faktors in Deutschland basierend auf dem "Central" Szenario der Europäischen Strompreisszenarien
Die Bedeutung der Pro-Rata-Regelung für Investitionsentscheidungen
Die Pro-Rata-Regelung hat einen Einfluss auf die zu erwartenden Erlöse von Projekten im Bereich erneuerbarer Energien, insbesondere für geförderte Anlagen.
Grundsätzlich ist es für Anlagen, die eine Förderung unter der aktuellen Marktprämie erhalten, eine positive Entwicklung, wenn die Strompreise nicht negativ sind, sondern bei „Null“ liegen, da sie in diesen Stunden weiterhin Anspruch auf die staatliche Vergütung haben.
Die Marktprämienzahlung für Anlagen, welche nicht unter den § 51 EEG fallen, setzt sich grundsätzlich aus der produzierten und ins Netz eingespeisten Menge sowie der Marktprämie zusammen:
Bei vorliegenden negativen Strompreisen muss bei der Ermittlung der zukünftigen Zahlung der Marktprämie berücksichtigt werden, dass § 51 EEG für bestimmte Anlagen greift. Daher muss beachtet werden, dass in Stunden mit negativen Preisen keine Auszahlung stattfinden wird (wie unter der 6h- bis 1h-Regelung). Die Berechnung für eine Anlage, die beispielsweise unter die 1h-Regelung fällt, muss daher wie folgt angepasst werden:
Wobei:
Wenn die Anzahl negativer Stunden in den kommenden Jahren perspektivisch zurückgeht, wird auch der Einfluss dieser Regulierung auf die Marktprämienzahlung abnehmen. Der Berechnungsteil (1 – 1h Anteil) würde in diesem Beispiel künftig 1 entsprechen und daher bei der Berechnung entsprechend verschwinden. Gleichzeitig würde jedoch die zunehmende Anzahl von Null-Stunden dazu führen, dass die Pro-Rata-Regelung stärker in den Vordergrund rückt.
Wenn jedoch aufgrund der Pro-Rata-Regelung nur ein Teil der Energie vermarket wird, reduziert sich hier die Menge, für die eine Marktprämie gezahlt wird, da nicht mehr die komplette Strommenge vermarktet werden kann, sondern nur die Menge unter dem Pro-Rata-Faktor. Entsprechend müsste die Marktprämienzahlung angepasst werden:
Wobei:
Das bedeutet: Sollte der Pro-Rata-Fall zukünftig häufiger eintreten, sollte diese Bezugsgröße bei allen Anlagen – unabhängig davon, ob oder unter welche Stundenregelung des § 51 EEG sie fallen – bei der zukünftigen Erlösermittlung berücksichtigt werden. Entsprechend müsste eine Reduktion der Mengen angenommen werden, die potenziell am Markt vermarktet werden können. In diesem Fall bezieht sich der Pro-Rata Faktor auf den Anteil, der nicht vermarktet werden kann, für alle Stunden (außer mit negativen Preisen) und begrenzt sich nicht nur auf die Stunden, wo der Strompreis „Null“ ist.
Ein weiterer relevanter Fall tritt auf, wenn eine Anlage zunächst unter die 1-Stunden-Regelung fällt und in den ersten Betriebsjahren noch negative Stundenpreise auftreten, während sie in späteren Jahren zusätzlich von der Pro-Rata-Regelung betroffen ist. In diesem Fall muss eine kombinierte Berechnungslogik angewendet werden:
Auch hier gibt, der Faktor (1-1h Anteil) die Reduktion der Marktprämienzahlung aufgrund von negativen Preisen an und der „PR-Faktor“ repräsentiert die Reduktion aufgrund zu viel Angebot bei z.B. Preisen von 0 EUR/MWh.
Wichtig ist jedoch die eben dargestellte Berechnungslogik nicht ungefiltert auf alle Projektbewertungen zu übertragen, da je nach Ausgestaltung der Direktvermarktungsverträge auch individuelle Vertragsregelungen auftreten können. Diese müssen selbstverständlich bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung einer Anlage berücksichtigt werden.
Für ungeförderte Anlagen ist das Pro-Rata-Thema weniger relevant, da bei Ihnen kein Anspruch auf die Marktprämie besteht. Daher können sie in Stunden mit „Null-Preisen“ keine Erlöse generieren. Für diese Anlagen ist daher vor allem relevant, wie sich die Gesamtanzahl der Null-Stunden im Markt entwickelt. Auch hier kann es selbstverständlich zu Abweichungen kommen, je nachdem ob und welche Direktvermarktungsverträge abgeschlossen werden.
Vom Preisproblem zum Mengenproblem im Strommarkt
Die Entwicklung am Strommarkt deutet darauf hin, dass negative Preise künftig möglicherweise weniger häufig auftreten werden. Dies ist vor allem auf regulatorische Anpassungen wie dem § 51 EEG und den zunehmenden Ausbau von Flexibilitäten zurückzuführen.
Doch das grundlegende Problem verschwindet nicht. Statt negativer Preise wird der Markt zunehmend durch Null-Stunden geprägt sein. Diese Stunden spiegeln weiterhin ein strukturelles Überangebot erneuerbarer Energien wider.
Gleichzeitig rückt mit der Pro-Rata-Regelung ein neuer Marktmechanismus stärker in den Fokus. Wenn zu viele Erzeuger gleichzeitig zu sehr niedrigen Preisen anbieten, kann ein Teil der Energie schlicht nicht mehr vermarktet werden.
Die zentrale Frage der kommenden Jahre wird daher nicht nur sein, wie negative Preise reduziert werden können, sondern vor allem auch, wie sich die Anzahl der Null-Stunden entwickeln wird.
Quellen:
SDAC (2023), SDAC measures in cases of short supply Curtailment management, Second auction, and Peak Load Capacity in SDAC, Online: Curtailment-to-publish24012023.pdf
[1] Mit der Umstellung auf Stromviertelstundenkontrakte gilt eine Kalenderstunde als Stunde mit negativem Preis, wenn das arithmetische Mittel der vier Spotmarktpreise der jeweiligen Viertelstunden innerhalb dieser Stunde negativ ist (Quelle: Clearingstelle EEG (2026)).
