Negative Strompreise sind kein Randphänomen mehr, sondern Struktur. Für geeignete Photovoltaik-Freiflächen-Bestandsanlagen kann sich damit die Wertlogik verschieben: Nicht nur der Neubau, sondern gerade auch der geförderte Bestand von 2021, mit einem passenden Batteriespeicher nachgerüstet, wird wirtschaftlich interessant.

Das Problem: Die Mittagsdelle wird zur Struktur

Negative Strompreise sind nicht mehr die Ausnahme. 2024 verzeichnete der deutsche Day-Ahead-Markt 457 Stunden mit Preisen unter null, 2025 waren es 573 – ein neuer Höchststand und rund ein Viertel mehr. Im ersten Halbjahr 2026 lag die Zahl mit rund 298 Stunden zwar unter dem Vorjahreshalbjahr, die Ausschläge wurden jedoch extremer: Zeitweise fiel der Preis auf minus 499,99 Euro je Megawattstunde – einen Cent über der technischen Untergrenze der Börse.

Bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen trifft das den Kern des Erzeugungsprofils: Der meiste Strom entsteht mittags, oft genau dann, wenn viel Solarleistung gleichzeitig einspeist und der Preis stark fällt. Wer die Erzeugung zeitlich nicht flexibilisieren kann, wägt in diesen Stunden zwischen der Einspeisung zu niedrigen oder negativen Preisen und einer Reduzierung der Erzeugung ab – in beiden Fällen bleiben wirtschaftliche Potenziale ungenutzt. Dabei ist die Energie vorhanden. Sie muss vor allem zeitlich verschoben werden.

Warum die 2021er-Bestandsanlage wertvoller wird

Die Verschärfung der Negativpreisregel kann den relativen wirtschaftlichen Vorteil geeigneter Bestandsanlagen mit 2021er-Konditionen gegenüber Neuanlagen erhöhen. Welche Regel gilt, hängt dabei insbesondere vom Inbetriebnahmezeitpunkt beziehungsweise vom maßgeblichen Gebotstermin, der installierten Leistung und den einschlägigen Übergangsvorschriften ab (§ 51 EEG). Für Photovoltaik-Anlagen mit Inbetriebnahme oder maßgeblichem Gebotstermin in den Jahren 2021 oder 2022 gilt grundsätzlich weiterhin die Vierstundenregel des EEG 2021 – der anzulegende Wert verringert sich erst bei mindestens vier zusammenhängenden negativen Stunden auf null. Photovoltaik-Anlagen unterhalb der damals geltenden Leistungsschwelle von 500 kW waren davon ausgenommen.

Für Solaranlagen mit Inbetriebnahme oder Gebotstermin vom 1. Januar 2023 bis zum 24. Februar 2025 gilt aufgrund der Übergangsvorschriften weiterhin das stufenweise Vier-Drei-Zwei-Eins-Stunden-Modell der bis dahin geltenden EEG-Fassung. Für Photovoltaik-Anlagen, auf die die seit dem 25. Februar 2025 geltende Neuregelung Anwendung findet, verringert sich der anzulegende Wert grundsätzlich bereits in der ersten negativen Viertelstunde auf null. Gesetzliche Ausnahmen, Leistungsgrenzen und Übergangsregelungen bleiben jeweils zu beachten.

Ein entsprechender 2021er-Park kann damit eine verbleibende gesetzliche Förderdauer von rund fünfzehn Jahren mit einer im Vergleich zu Neuanlagen günstigeren Negativpreisregel verbinden. Genau diese Kombination ist der Ausgangspunkt für den Einsatz eines Batteriespeichers.

Speichervorteil: Einspeisung zeitlich verschieben

Geeignete Solarparks lassen sich mit einer Speicherdauer von zwei bis drei Stunden nachrüsten, die den Kern des mittäglichen Negativpreisfensters abpuffert. In den negativen Stunden lädt man statt einzuspeisen. Abends, bei höheren Preisen, speist man aus dem Speicher aus.

Der regulatorische Kern liegt im Zeitpunkt: Für die Regelungen zum Vergütungswegfall bei negativen Preisen und für den anzuwendenden Marktwert ist bei einer EEG-konformen Zwischenspeicherung grundsätzlich der Zeitpunkt der Einspeisung aus dem Batteriespeicher maßgeblich, nicht der Zeitpunkt der Erzeugung – so die Einordnung der Clearingstelle EEG|KWKG. Wird der Strom in höherpreisige Stunden verschoben, kann der tatsächlich erzielte Vermarktungserlös über dem energieträgerspezifischen Marktwert liegen. Zusätzlich kann § 51a EEG – je nach Inbetriebnahme- beziehungsweise Gebotstermin – den Vergütungszeitraum für Zeiten verlängern, in denen sich der anzulegende Wert wegen negativer Preise auf null reduziert. Umfang und Berechnung richten sich nach der anwendbaren Gesetzesfassung. Ob daraus nach Speicherverlusten, Vermarktungs- und Betriebskosten ein zusätzlicher wirtschaftlicher Wertbeitrag entsteht, ist projektspezifisch zu prüfen.

Die Auslegung: Warum die optimale Speichergröße nicht immer bei vier Stunden liegt

Der Markt diskutiert vier Stunden und mehr – für rein arbitragegetriebene Stand-alone-Speicher ist das oft richtig. Für die Nachrüstung eines Bestandsparks ist die Aufgabe aber eine andere. Bei einigen Projekten kann eine Auslegung von zwei bis drei Stunden mit einer Speicherleistung von ungefähr der halben PV-Anschlussleistung einen wirtschaftlich sinnvollen Ausgangspunkt bilden, weil sie den Kern des kurzen mittäglichen Negativpreisfensters aufnimmt, ohne die teure Batteriekapazität zu überdimensionieren. Bei einem 20-MW-Park wäre beispielsweise eine Konfiguration von etwa 10 MW / 20 MWh zu untersuchen. Die optimale Dimensionierung muss man jedoch für jeden Standort anhand historischer Erzeugungs-, Preis- und Netzdaten bestimmen.

Dabei sind zwei Konzepte zu unterscheiden: Ein auf die EEG-Förderung ausgerichtetes Speicherkonzept, bei dem der Batteriespeicher ausschließlich Strom aus der EEG-Anlage aufnimmt, und ein sogenannter Graustromspeicher, der zusätzlich aus dem Netz laden kann. Beide nutzen Standort- und Netzanschlusssynergien, folgen aber unterschiedlichen Mess-, Vermarktungs- und Förderlogiken. Der Ansatz von Greenbess zur Einbindung in das EEG-Förderregime setzt auf die erste Variante: Der Speicher wird ausschließlich aus der EEG-Anlage geladen, und das Messkonzept muss sitzen – sonst gefährdet man den EEG-Anspruch, den man eigentlich absichern will. Ob am Ende ein positiver Deckungsbeitrag steht, hängt zudem von Preis-Spreads, Anschlussbedingungen, Wirkungsgrad, Vermarktung und Betriebskosten ab.

Der Wert der Flexibilität ist messbar

Dass zusätzliche Flexibilität einen erheblichen volkswirtschaftlichen Wert haben kann, zeigen aktuelle Modellanalysen. Nach einer Untersuchung des Fraunhofer IEE im Auftrag von BEE, BSW und BWE hätten 20 Gigawatt Speicher mit vierstündiger Kapazität zwischen Januar 2025 und Mai 2026 rund 5,6 Milliarden Euro einsparen können. Dabei handelt es sich um einen volkswirtschaftlichen Modellvergleich, nicht um eine Aussage über die Wirtschaftlichkeit eines einzelnen Speicherprojekts. Ein Whitepaper von 8Energies, enspired und Goldbeck Solar aus dem Februar 2026 weist zudem in ausgewählten Modellszenarien für Bestandsanlagen relative Steigerungen des internen Zinsfußes von bis zu 24 Prozent aus (für Neuanlagen bis zu rund 29 Prozent) – ausdrücklich projektspezifische Modellrechnungen und keine übertragbare Renditeprognose. Die dort betrachteten Graustromspeicher folgen dabei einer anderen Lade- und Vermarktungslogik als ein rein förderkonformer Speicher.

Struktur vor Rendite bei Speichernachrüstung für bestehende Solarparks

Ein solches Modell funktioniert nur, wenn es von der Struktur her gedacht wird. Bei jedem Zukauf sollte man mit dem regulatorischen und messtechnischen Konzept beginnen, nicht mit der Renditerechnung. Die Photovoltaik-Freiflächenanlage der Zukunft ist kein reiner Mittagseinspeiser mehr, sondern ein Solarpark mit Batteriespeicher, der liefert, wenn Strom gebraucht wird. Die Weiterentwicklung des EEG sowie die zunehmenden Negativpreisphasen beschleunigen diesen Umbau, und der Weg dorthin führt nicht zwingend nur über den Neubau von Solarparks, sondern zunehmend auch über die Weiterentwicklung des Bestands an Photovoltaik-Freiflächenanlagen.

Gastautor Marvin Großkrüger ist langjähriger Unternehmer und Gründer der Vestra Wirtschaftskanzlei. Mit Greenbess entwickelt und strukturiert er Projekte im Bereich Photovoltaik und Großbatteriespeicher. Das Unternehmen fokussiert sich auf den Erwerb und die Weiterentwicklung bestehender Solarparks, die Integration von Batteriespeichern an geeigneten Erzeugungsstandorten sowie die Entwicklung eigenständiger Stand-Alone-Speicherprojekte. Im Mittelpunkt stehen das Zusammenspiel von Netzanschluss, technischer Auslegung, Betriebsmodell und Vermarktung.

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