Wenn die Einspeisung nichts mehr bringt: § 51 EEG und was daraus folgt

An sonnigen, windigen Tagen mit geringer Last kommt es im deutschen Stromgroßhandel vor, dass der Preis unter null fällt. Wer dann einspeist, verursacht Kosten statt Erlöse. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz zieht daraus seit mehreren Novellen eine Konsequenz, die für Neuanlagen inzwischen die Regel ist.

Was regelt § 51 EEG?

Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null (§ 51 Abs. 1 EEG).

Der anzulegende Wert ist die Bezugsgröße der Einspeisevergütung. Fällt er auf null, gibt es für die in diesen Zeiträumen eingespeiste Energie keine Vergütung. Die Anlage darf weiterlaufen; sie verdient in dieser Zeit nur nichts an der Einspeisung. Weil derselbe Wert auch Grundlage der Marktprämie und des Mieterstromzuschlags ist (§ 3 Nr. 3 EEG), betrifft die Regel nicht nur die feste Einspeisevergütung.

Was „Spotmarktpreis" heißt, legt das Gesetz ebenfalls fest: der Strompreis in Cent je Kilowattstunde, der sich in der Preiszone für Deutschland in der vortägigen Auktion von Stromviertelstundenkontrakten am Day-Ahead-Markt ergibt (§ 3 Nr. 42a EEG). Gezählt wird also je Viertelstunde, nicht je Tag.

Welche Anlagen sind ausgenommen?

§ 51 Abs. 2 EEG nimmt zwei Gruppen aus. Erstens Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt, und zwar für Zeiträume vor dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wird. Zweitens Anlagen unter 2 Kilowatt für Zeiträume vor Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Bundesnetzagentur die Festlegung nach § 85 Abs. 2 Nr. 12 EEG getroffen hat.

Für die Anlagengröße gilt die Zusammenfassungsregel des § 24 EEG (§ 51 Abs. 2 Satz 2 EEG). Danach zählen unter anderem mehrere Anlagen als eine, wenn sie auf demselben Grundstück, Gebäude oder Betriebsgelände stehen, gleichartige erneuerbare Energien nutzen und innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb gegangen sind (§ 24 Abs. 1 EEG). Zwei Bauabschnitte auf demselben Dach, die innerhalb von zwölf Monaten in Betrieb gehen, werden also in der Regel zusammengerechnet.

Beide Ausnahmen sind an ein Ereignis gekoppelt, nicht an eine Dauer. Die erste endet mit dem Einbau des intelligenten Messsystems — und verhindern kann der Betreiber diesen Einbau nicht: Er folgt dem Rollout-Plan des Messstellenbetreibers oder kommt auf eigenen Wunsch früher (§ 34 Abs. 2 MsbG). Wer heute eine Anlage unter 100 Kilowatt plant, sollte also davon ausgehen, dass die Regel sie erreichen wird, nicht davon, dass sie ausgenommen bleibt.

Welche Fassung gilt für ältere Anlagen?

Das EEG unterscheidet nach dem Datum der Inbetriebnahme. Für Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2022 und vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, gelten § 51 und § 51a Abs. 1 in der am 24. Februar 2025 geltenden Fassung (§ 100 Abs. 46 EEG). Anlagen, deren maßgebliche Fassung keine Absenkung bei negativen Preisen vorsieht, können freiwillig wechseln.

Geht die Vergütung für diese Zeiträume verloren?

Nicht ganz. Der Vergütungszeitraum verlängert sich um die Zahl der Viertelstunden, in denen der anzulegende Wert im Jahr der Inbetriebnahme und in den folgenden 19 Kalenderjahren auf null gefallen ist, aufgerundet auf den nächsten vollen Kalendertag (§ 51a Abs. 1 EEG).

Für Solaranlagen wird anders gerechnet. Die Zahl der Viertelstunden wird mit 0,5 multipliziert und als Zeitkontingent aus „Volllastviertelstunden" an das Ende angehängt. Jeder Monat zählt dabei mit einem festen Wert. Der Vergütungszeitraum verlängert sich, bis das Kontingent aufgebraucht ist, und endet mit dem Monat, auf den die letzte Volllastviertelstunde fällt (§ 51a Abs. 2 EEG). Für Solaranlagen mit Inbetriebnahme vor dem 25. Februar 2025 gilt dieser Absatz nicht (§ 100 Abs. 46 Satz 2 EEG).

Für die Finanzierung heißt das: Der Ausfall entsteht laufend, der Ausgleich erst nach Ablauf des regulären Vergütungszeitraums. Ein Sommermonat am Ende gleicht mit 490 bis 508 Volllastviertelstunden deutlich mehr aus als ein Wintermonat mit 73 bis 118.

Wie viele Viertelstunden im Vorjahr betroffen waren, veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber jeweils bis zum 31. Januar auf einer gemeinsamen Internetseite (§ 51a Abs. 4 EEG). Dort steht die aktuelle Zahl — wir nennen sie hier bewusst nicht, weil sie sich jährlich ändert.

Was gilt in der Ausfallvergütung?

Wer seinen Strom in einem Monat mit mindestens einem solchen Zeitraum in der Ausfallvergütung veräußert, muss dem Netzbetreiber bei der Datenübermittlung nach § 71 EEG die Strommenge mitteilen, die er bei ununterbrochen negativem Spotmarktpreis eingespeist hat. Sonst verringert sich der Anspruch in diesem Monat um 5 Prozent pro Kalendertag, in dem ein solcher Zeitraum ganz oder teilweise liegt (§ 51 Abs. 3 EEG).

Was gilt bis zum Einbau des intelligenten Messsystems?

Für neue Anlagen kommt eine zweite Regel hinzu, die in dieselbe Richtung wirkt. Bis intelligentes Messsystem und Steuerungseinrichtung eingebaut sind und die Anlage erstmals erfolgreich auf Ansteuerbarkeit getestet wurde, müssen Betreiber von Anlagen unter 25 Kilowatt, die der Einspeisevergütung oder dem Mieterstromzuschlag zugeordnet sind, die Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt auf 60 Prozent der installierten Leistung begrenzen (§ 9 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG).

Zwischen 25 und 100 Kilowatt muss der Netzbetreiber die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren können; in der Einspeisevergütung gilt zusätzlich dieselbe 60-Prozent-Grenze (§ 9 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 EEG). Ausgenommen sind Steckersolargeräte bis 2 Kilowatt und 800 Voltampere Wechselrichterleistung hinter der Entnahmestelle sowie Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen dem 1. Januar 2023 und dem 24. Februar 2025 (§ 100 Abs. 3b EEG). Auch diese Grenze trifft vor allem die Mittagsspitze.

Was folgt daraus für die Planung?

Die Stunden mit negativen Preisen sind nicht zufällig verteilt. Sie liegen typischerweise mittags an sonnigen Tagen — also genau dann, wenn eine nach Süden ausgerichtete Anlage ihr Maximum liefert. Das ist der Punkt, an dem sich die Auslegung ändert.

• Ein Speicher nimmt die Mittagsspitze auf, statt sie unvergütet ins Netz zu schieben. Der Strom wird abends im Haus verbraucht — zu einem Zeitpunkt, an dem Netzbezug teuer ist.
• Eine Ost-West-Ausrichtung liefert über den Tag flacher und trifft die Mittagsstunde weniger hart. Der Jahresertrag ist niedriger, der verwertbare Anteil kann höher sein.
• Steuerbare Lasten — Wärmepumpe, Warmwasser, Wallbox — lassen sich in die Mittagsstunden ziehen. Jede Kilowattstunde, die dort verbraucht statt eingespeist wird, ist der Regel entzogen.
• Ein dynamischer Stromtarif dreht das Vorzeichen: Wer in Stunden mit negativem Preis bezieht statt einspeist, wird dafür bezahlt. Das setzt ein intelligentes Messsystem und einen entsprechenden Liefervertrag voraus.

Macht § 51 EEG Photovoltaik unwirtschaftlich?

Nein. Die Regel verschiebt aber, wo der Ertrag entsteht: weg von der Einspeisevergütung, hin zum Eigenverbrauch und zur zeitlichen Verlagerung. Eine Anlage, die 2026 wie eine Anlage von 2015 geplant wird — groß nach Süden, ohne Speicher, ohne steuerbare Lasten —, liefert rechnerisch weniger, als die Datenblätter versprechen.

Wie stark der Effekt bei einem konkreten Objekt ausfällt, hängt an Ausrichtung, Lastprofil und Vermarktungsform. Wir rechnen das mit den tatsächlichen Verbrauchsdaten durch und legen offen, welcher Anteil des Jahresertrags auf Einspeisung entfällt und welcher auf Eigenverbrauch. Eine pauschale Prozentzahl gibt es dafür nicht.

Stand: 7. November 2026. Wortlaut der §§ 3, 9, 24, 51, 51a und 100 EEG auf gesetze-im-internet.de geprüft. Der Beitrag gibt den Regelungsstand wieder und ersetzt keine Rechtsberatung.