Was sind die Stundenregeln nach §51 EEG? 

Welche Anlagen sind von der Kürzung der Marktprämie bei negativen Preisen betroffen?

Die Anwendung der Stundenregeln und die folgende Kürzung des Vergütungsanspruchs hängen allgemein gesprochen von zwei Faktoren ab: Dem Zuschlags- bzw. Inbetriebnahmedatum der jeweiligen EEG-Anlage und ihrer installierten Leistung. 

Vollständig ausgenommen von der Kürzung der Marktprämie bei negativen Preisen sind demnach alle Anlagen, die vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurden sowie die Anlagen, die zwar seit dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurden, aber je nach EEG-Zugehörigkeit unter dem jeweiligen Leistungsschwellenwert liegen.

Weitere Ausnahmen gelten für Pilotwindanlagen auf Land und See.

Erhalten Betreiber eine Kompensation für den Vergütungsausfall?

Einen vollständigen Ausgleich gibt es nicht – wohl aber einen Mechanismus, der die wirtschaftlichen Härten zumindest teilweise abfedert: die Verlängerung des Förderzeitraums nach § 51a EEG. Dabei wird der reguläre 20-jährige Förderzeitraum für manche der betroffenen Anlagen um die Zeiträume verlängert, in denen aufgrund negativer Preise keine Vergütung gezahlt wurde. Betreiber können die ausgefallene Einspeisung also gewissermaßen nachholen – allerdings erst nach Ende der eigentlichen Förderperiode, zu einem Zeitpunkt, an dem Erzeugung und somit Ertrag womöglich geringer ausfallen als im Ausfallzeitraum.

Welche Anlagen erhalten eine Kompensation für den Vergütungsausfall?

Für Anlagen, die unter die alte 6-Stunden-Regel fallen – also Bestandsanlagen mit Inbetriebnahme bzw. Zuschlag zwischen dem 1. Januar 2016 und dem 31. Dezember 2020 sowie einer installierten Leistung von mehr als 500 kW –, sieht das Gesetz keine Kompensation vor. Vergütungsausfälle aus dieser Zeit sind endgültig verloren.

Für neuere Anlagen wurde § 51a erstmals mit dem EEG 2021 eingeführt, galt damals aber ausschließlich für ausschreibungspflichtige Anlagen – in der Regel also erst ab rund 1 MW. 
Das Solarspitzengesetz (Februar 2025) hat den Anwendungsbereich für nach dem 24.02.2025 in Betrieb genommene Anlagen erheblich ausgeweitet: Kompensationsberechtigt sind nun grundsätzlich alle neuen PV-Anlagen ab 2 kWp – allerdings erst ab dem Folgejahr nach Installation eines intelligenten Messsystems. Anlagen ab 100 kWp sind sofort erfasst, da sie bereits fernsteuerbar sein müssen. Das Solarspitzengesetz hat dabei auch die Berechnungslogik überarbeitet. Die frühere pauschale Stundenverlängerung wurde durch ein Zeitkontingent-Modell ersetzt, das sich an der durchschnittlichen monatlichen Ertragsverteilung orientiert. Für Photovoltaikanlagen wird die Anzahl der negativen Viertelstunden mit einem Faktor von 0,5 gewichtet, da eine reine Stundenverlängerung die Ausfälle im ertragsstarken Sommer strukturell unterkompensieren würde.

Betreiber von Bestandsanlagen, die bislang nicht unter § 51 fallen, können freiwillig zu den neuen Regelungen optieren – also auf die Vergütung bei negativen Preisen verzichten und diese Zeiten im Rahmen des § 51a am Ende des Vergütungszeitraums nachholen. Als Anreiz erhöht sich der anzulegende Wert in diesem Fall um 0,6 ct/kWh (§ 100 Abs. 47 EEG). Ob sich dieser Opt-In lohnt, hängt vom individuellen Einspeiseprofil, der Höhe der bisherigen EEG-Vergütung der einzelnen Anlage und der Häufigkeit negativer Preisphasen ab.

Praktische Anwendung und Kontroverse um die Förderreduzierung

Beispiel

Ein Sonntag im Mai 2024, wolkenloser Himmel über ganz Deutschland. Bereits gegen 10 Uhr morgens speisen Millionen von Photovoltaikanlagen auf Dächern und Freiflächen mit voller Leistung ins Netz ein – während die Industrie im Wochenendbetrieb läuft und der Strombedarf entsprechend niedrig ist. Im Stromhandel fällt der Spotmarktpreis als Reaktion auf das große Angebot an Strom für vier Stunden unter Null. Erst die untergehende Sonne lässt die Einspeisung abnehmen und somit die Preise wieder über die Nulllinie steigen.

EEG-Anlagen, für die die 4-Stunden-Regel oder eine der strengeren Regeln gilt, erhalten für die gesamte Dauer der Negativpreisphase keine Marktprämie für die eingespeiste Energie. Ziehen wir für ein Rechenbeispiel eine fiktive Solaranlage mit einer Gesamtleistung von 500 kWp heran, die im Frühling 2024 als Dachanlage mit Volleinspeisung ans Netz gegangen ist.

Die Anlage fällt unter das EEG 2023. Im Mai 2024 galt für sie demnach die 3-Stunden-Regel: Die Marktprämie entfällt, sobald der Spotmarktpreis drei aufeinanderfolgende Stunden negativ ist. Mit 500 kWp ist sie ausschreibungspflichtig und erhält einen per Ausschreibung ermittelten anzulegenden Wert – für Freiflächenanlagen dieser Größe lagen die Zuschlagswerte 2024 typischerweise bei rund 7,0 bis 8,0 ct/kWh. Für unser Beispiel rechnen wir mit 7,5 ct/kWh. An unserem Beispieltag speist die Anlage bei voller Sonneneinstrahlung im Mittel rund 420 kW ein. Über die vierstündige Negativpreisphase von 10 bis 14 Uhr ergibt das:

Auf ein Gesamtjahr betrachtet lässt sich die entgangene Vergütung unserer fiktiven Anlage ebenfalls grob abschätzen. Im Jahr 2024 gab es insgesamt 459 Stunden mit negativen Preisen, von denen mehr als 92 Prozent in Blöcke von drei oder mehr aufeinanderfolgenden Stunden fielen – also genau die Konstellation, die den Vergütungsausfall für unsere Anlage auslöst. Das entspricht rund 426 relevanten Stunden.

Da negative Preise überwiegend in den sonnenreichen Mittagsstunden auftreten, setzen wir eine mittlere Einspeiseleistung von 280 kW an – kein Spitzenwert, aber realistisch über alle betroffenen Stunden gemittelt. Im Gesamtbild auf das Jahr gesehen ergibt sich daher folgende Rechnung:

Ein kleiner Lichtblick für unsere Beispielanlage: Da sie unter das EEG 2023 fällt, greift § 51a: Der Förderzeitraum verlängert sich um die Anzahl der ausgefallenen Stunden, die entgangenen Kilowattstunden können also nach Ende der regulären 20-jährigen Förderperiode nachgeholt werden. Ein vollständiger Ausgleich ist dies allerdings nicht – die nachgeholten Stunden fallen typischerweise in ertragsärmere Jahreszeiten, der Ausfall aus dem ertragsstarken Sommer lässt sich damit nur teilweise und mit erheblichem Zeitversatz kompensieren.

Da sich die Anzahl der negativen Stunden in den Sommermonaten mit zunehmenden Solarzubau weiter erhöht und manchmal sogar über 100 der rund 730 Stunden eines Monats mit negativen Preisen „versehen“ sind, ist dieses Beispiel übrigens keine graue Theorie, sondern tägliche Praxis. Auch im Winter ist das Szenario nicht ungewöhnlich: An stürmischen Schwachlasttagen – wenn kräftiger Wind auf einen durch Feiertage oder Wochenenden gedämpften Strombedarf trifft – entstehen negative Preisperioden ebenfalls.
 

Motivation: Warum gibt es die Stundenregeln?

Schauen wir uns zur Beantwortung dieser Frage erneut den besagten Sonntag im Mai 2024 an: Zu den negativen Preisen im Day-Ahead-Stromhandel kam es, weil sich die beschriebene Situation – ein deutliches Überangebot in der Tagesmitte bei ungebremster PV-Einspeisung - bereits am Vortag in den Prognosen abgezeichnet hatte. Allein die negativen Preise haben es in dieser Situation ermöglicht, dass am Ende doch noch ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch hergestellt werden konnte. Gäbe es die Möglichkeit negativer Preise nicht, würde es regelmäßig nicht zu einem Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage kommen, was wiederum enorme Mehrkosten für die Wahrung der Systemstabilität bedeuten würde.

Die Stunden-Regeln sollen für Anlagenbetreiber bzw. Direktvermarkter einen Anreiz schaffen, früher auf sich abzeichnende Überangebote zu reagieren und deren Auswirkungen somit zu beschränken. Auch wenn damit erstmal finanzielle Einbußen für die/den Einzelne/n zukommen, sind sie ein wichtiger Beitrag für eine nachhaltig erfolgreiche Marktintegration der Erneuerbaren Energien.

Die Logik hinter § 51 EEG ist also im Kern simpel: Wer Strom einspeist, wenn dieser an der Börse nichts – oder weniger als nichts – wert ist, soll dafür keine staatliche Förderung erhalten. Die Regelung verfolgt damit mehrere Ziele gleichzeitig: Sie schafft einen Anreiz für Anlagenbetreiber und/oder Direktvermarkter, die Einspeisung abzuregeln, um den sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten, entlastet kurzfristig das EEG-Konto und soll verhindern, dass staatlich subventionierte Einspeisung negative Preise noch weiter in die Tiefe treibt.

Was sind die Ursachen negativer Strompreise?

Als die 6-Stunden-Regel mit dem 2014 eingeführt wurde, waren negative Preise vor allem ein Windereignis – ausgelöst an sturmbedingten Schwachlastnächten, bei denen unflexible Kohle- und Kernkraftwerke ihre Produktion nicht rechtzeitig drosselten. Die Bundesnetzagentur identifizierte in ihrem Bericht zur Mindesterzeugungsleistung 2019 fossile Energieträger als Hauptverantwortliche: Zwischen 71 und 86 Prozent der sogenannten preisunelastischen Erzeugungsleistung gingen damals auf Kernenergie, Braun- und Steinkohle sowie Erdgas zurück.

Dieses Bild hat sich grundlegend gewandelt. Traten negative Preise früher mehrheitlich in den Wintermonaten auf, fallen seit Beginn der 2020er Jahre  deutlich mehr solcher Stunden in die Sommermonate. Der Treiber ist heute vor allem die Solareinspeisung: An sonnigen Mittagen im Sommer, insbesondere an Wochenenden und Feiertagen, speisen die deutschen PV-Anlagen oft mehr Strom ein, als das gesamte Land verbraucht. Kohle spielt als preisunelastischer Sockel zwar nach wie vor eine Rolle – Kernkraft ist seit 2023 vom Netz –, doch die strukturelle Ursache negativer Preise liegt heute im massiven Ausbau der Erneuerbaren selbst.

Die Zahlen sprechen für sich: Gab es 2013 noch 64 Stunden mit negativen Preisen im Gesamtjahr, sind es heute über 500. 

Übersichtstabellen mit den Zeiträumen der aktiven Stunden-Regel

Auf der Seite netztransparenz.de, dem Informationsportal der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, finden Sie die Übersichtstabellen der Zeiträume, in denen die Stunden-Regel einmal oder mehrfach in Kraft trat, mit Dauer und Uhrzeitangaben für den Geltungszeitraum des § 51a EEG 2023. Zur Datenquelle

Kontroverse: Sinnvolle Marktintegration oder Fehlanreiz?

Die Debatte um § 51 EEG hat sich seit den Anfängen der 6-Stunden-Regel grundlegend verschoben. Früher lautete die Hauptkritik: Nicht die Erneuerbaren seien schuld an negativen Preisen, sondern unflexible Kohle- und Atomkraftwerke. Dieses Argument trägt heute kaum noch – Kohle spielt eine deutlich kleinere Rolle als noch 2014, Atomkraft gar keine mehr, und der dominante Treiber negativer Preise ist inzwischen die Solareinspeisung selbst.

Die heutige Kontroverse dreht sich um andere Fragen: Befürworter sehen § 51 EEG als überfälliges Instrument zur Marktintegration. Wer Strom produziert, wenn dieser wertlos, sollte dafür keine staatliche Förderung erhalten. Der Vergütungsstopp setzt – zumindest theoretisch – einen Anreiz zur Flexibilisierung: Negative Strompreise sollen nicht länger durch starr geförderte Einspeisung verstärkt werden, sondern durch mehr Flexibilität und intelligente Steuerung gezielt abgefangen werden. Kritiker dagegen bemängeln vor allem, dass § 51 EEG das eigentliche Problem nicht löse: Solange Speicherkapazität, Lastflexibilität und grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten nicht ausreichen, um Strom in Überangebotsphasen aufzunehmen, werde die Last des Systemversagens weiterhin einseitig bei den Erzeugern abgeladen. Die eigentliche Antwort auf negative Preise sei nicht Förderentzug, sondern Systemflexibilität.