Reine Photovoltaik galt jahrelang als das sichere Direktinvestment: EEG-Vergütung, 20 Jahre staatliche Garantie, planbare Rendite. Diese Erzählung ist seit 2025 nicht mehr aktuell — und vielen Investoren wird das im Verkaufsgespräch nicht gesagt. Negative Strompreise, das Solarspitzengesetz und die Gefahr der steuerlichen Liebhaberei verschieben die Wirtschaftlichkeit so stark, dass viele reine PV-Investments heute näher an einem spekulativen Geschäft liegen als an der versprochenen Sicherheit.
Die Verkaufslogik klingt sauber: Sonne scheint, Strom wird produziert, EEG-Vergütung sichert 20 Jahre Einnahmen. Wer aber einen Blick auf die realen Börsenpreise wirft — etwa auf den öffentlich einsehbaren Daten der Übertragungsnetzbetreiber unter netztransparenz.de — sieht ein anderes Bild.
Genau dann, wenn eine PV-Anlage am meisten produziert — sonnige Stunden zwischen Frühjahr und Herbst —, fällt der Börsenpreis häufig auf null oder ins Negative, und seit dem Solarspitzengesetz gibt es für diese Stunden keine EEG-Vergütung mehr. Die im Prospekt versprochene Einnahme entsteht also ausgerechnet dann nicht, wenn der Strom fließt.
Negative Strompreise entstehen, wenn die Einspeisung aus Sonne und Wind die Nachfrage übersteigt — ein Phänomen, das nicht mehr die Ausnahme ist, sondern ein strukturelles Merkmal des deutschen Strommarkts. Von 139 Stunden im Jahr 2021 hat sich die Zahl bis 2025 mehr als vervierfacht.[2] Und sie tritt genau dann auf, wenn eine PV-Anlage am meisten liefern soll: in den sonnenreichen Mittagsstunden zwischen Frühjahr und Herbst. Selbst im Februar 2026 wurden an mehreren Tagen Null- und Minuspreise aufgerufen.
Wer „Börsenpreis" hört und an „Direktvermarktung" denkt, mag einwenden: Ich habe doch die EEG-Vergütung, die staatliche Sicherheit. Genau hier liegt das Missverständnis, das im nächsten Abschnitt aufgelöst wird.
Die EEG-Vergütung für größere Anlagen wird heute fast immer über das Marktprämienmodell ausgezahlt. Das funktioniert so: Der Betreiber verkauft seinen Strom selbst an der Börse, und der Staat gleicht die Differenz zwischen dem erzielten Börsenerlös und der garantierten Mindestvergütung über die sogenannte Marktprämie aus. Die staatliche Sicherheit ist also kein vom Markt unabhängiger Festbetrag — sie ist an den Börsenverkauf gekoppelt.
Seit dem Solarspitzengesetz, in Kraft seit dem 25. Februar 2025, entfällt der Vergütungsanspruch für neue PV-Anlagen vollständig, sobald der Börsenpreis negativ ist — und zwar ab der ersten Viertelstunde, ohne jede Karenzzeit. Die frühere Pufferregel, nach der erst mehrere zusammenhängende Negativstunden den Anspruch entfallen ließen, wurde abgeschafft.[5]
In diesen Stunden gibt es also weder einen nennenswerten Erlös an der Börse noch die Marktprämie vom Staat. Beide Einnahmequellen fallen gleichzeitig weg. Genau das macht den Effekt so unterschätzt: Investoren, die sich in der vermeintlichen Sicherheit eines frisch abgeschlossenen EEG-Projekts wiegen, rechnen mit 20 Jahren garantierter Einnahme — übersehen aber, dass ein wachsender Anteil der Erzeugungsstunden schlicht unvergütet bleibt.
Selbst wenn die Förderung am Ende verlängert wird — die nachgeholte Vergütung ist die EEG von heute, ausgezahlt in 20+ Jahren. Sie wird nicht an die Inflation angepasst. Ein Cent-Betrag, der 2046 oder 2048 ausgezahlt wird, hat real deutlich weniger Kaufkraft als heute. Wer seine Finanzierung so kalkuliert, dass der Kapitaldienst auf die volle, sofortige Vergütung angewiesen ist, hat hier eine Lücke, die in Verkaufsprospekten praktisch nie sichtbar gemacht wird.
Die unbequeme Konsequenz: Bei vielen fremdfinanzierten reinen PV-Projekten reicht der reale Cashflow nicht mehr, um den Kapitaldienst zu bedienen. Im günstigen Fall deckt er gerade noch die Betriebskosten. Und genau dieses Verhältnis — Betriebskosten und Schuldendienst gegen eine um 20 bis 30 Prozent reduzierte reale Einnahme — ist der Auslöser für das nächste, steuerlich heikelste Risiko.
Wie stark eine Anlage von der Negativpreis-Regel betroffen ist, hängt entscheidend davon ab, wann sie ans Netz ging — und das ist eine sehr nützliche Information beim Prüfen eines Referenzprojekts:
Die praktische Konsequenz für Investoren: Wenn ein Vertrieb mit den Erträgen eines älteren Referenzprojekts wirbt, wurden diese Zahlen unter milderen Regeln erzielt. Ein heutiges Neuinvestment kauft dagegen in die strengste Stufe hinein — die volle Negativpreis-Regel ohne Puffer.
Ein gewerbliches Investment wird steuerlich nur anerkannt, wenn man damit auf Dauer Gewinn machen will. Diese sogenannte Gewinnerzielungsabsicht muss bei größeren Anlagen belegt sein. Fehlt sie, wertet das Finanzamt den Betrieb als „Liebhaberei" — und das hat unmittelbare Folgen für den IAB und die Sonderabschreibung.
Das Finanzamt prüft bei größeren Anlagen die Gewinnerzielungsabsicht über eine Totalgewinnprognose: Über den Betrachtungszeitraum müssen sich, saldiert, am Ende zumindest ein kleiner Gewinn ergeben. Ergibt die Prognose dagegen einen Totalverlust, geht die Finanzbehörde von einem steuerlich unbeachtlichen Liebhabereibetrieb aus.[6]
Die Verbindung zu allem Vorherigen ist direkt: Wenn die realistisch erzielbare Einnahme wegen Negativstunden und fehlender Inflationsindexierung um 20 bis 30 Prozent unter der Prospektannahme liegt, kippt eine ohnehin knapp kalkulierte Prognose schnell ins Minus. Und dann droht das, was viele unterschätzen — die rückwirkende Aberkennung.
Wir haben für eine Investorin ein laufendes PV-Projekt analysiert. Im Verkaufsprospekt waren 1.063 Kilowattstunden pro Kilowattpeak als jährlicher Ertrag ausgewiesen. Die reale Erzeugung lag rund 35 Prozent darunter.
Zwei Ursachen wirkten zusammen: Zum einen werden Ertragszahlen im Vertrieb erfahrungsgemäß optimistisch dargestellt. Zum anderen — und das ist der neue, strukturelle Faktor — wurde die Anlage in Stunden mit negativen Preisen abgeregelt und produzierte in diesen Phasen schlicht nichts Verkaufbares. Genau diese Lücke wird in Prospekten selten eingepreist.
Für die Totalgewinnprognose ist eine solche Abweichung gravierend: Sie verschiebt die gesamte Wirtschaftlichkeitsrechnung und kann den Unterschied zwischen einem anerkannten Gewerbebetrieb und einer aberkannten Liebhaberei ausmachen.
Wichtig: Ob im konkreten Fall Liebhaberei vorliegt, hängt immer vom Einzelfall, der Anlagengröße und der individuellen Prognose ab. Dieser Beitrag ersetzt keine Steuerberatung — er soll zeigen, welche Frage Sie Ihrem Berater vor dem Kauf stellen sollten: „Trägt die Totalgewinnprognose auch mit konservativen Ertragsannahmen und eingerechneten Negativstunden?"
Manche Vertriebe werben damit, das Negativpreis-Problem reiner PV-Anlagen zu umgehen. Einige dieser Argumente sind ernst zu nehmen, andere sind in der Praxis riskanter, als sie klingen. Drei Modelle, sortiert nach Belastbarkeit.
Beispiel: Die Anlage steht auf dem Dach eines großen Supermarkts, der den Strom über einen langfristigen Liefervertrag (PPA) abnimmt. Geht man davon aus, dass diese Handelskette noch 20 bis 30 Jahre besteht, ist das tatsächlich ein sehr gutes Investment — der Erlös ist vom Börsenpreis entkoppelt und vertraglich fixiert. Liegt ein solcher schriftlicher Abnahmevertrag mit einem bonitätsstarken Partner vor, kann man hier mit hoher Wahrscheinlichkeit von einem sicheren, planbaren Investment sprechen — genau die Sicherheit, die reine EEG-PV heute nicht mehr bietet.
Entscheidend ist aber die Laufzeit des Vertrags: Tragfähig ist das Modell nur, wenn der PPA über mindestens 15 Jahre läuft — besser 20 Jahre oder länger. Hier liegt nämlich eine oft übersehene Falle: Ein PPA über nur fünf Jahre klingt im Verkaufsgespräch nach Sicherheit, lässt den Investor danach aber genauso dem vollen Börsenrisiko ausgeliefert wie eine ungesicherte Anlage — wird der Vertrag nicht verlängert, bricht die Kalkulationsgrundlage für die restlichen 10 bis 15 Jahre weg. Prüfen Sie deshalb nicht nur, ob ein Abnahmevertrag existiert, sondern wie lange er läuft und wie bonitätsstark der Abnehmer über genau diese Laufzeit ist. Ohne diese langfristige Absicherung über die kritische Refinanzierungsphase hinweg trägt das Modell nicht.
Manche Konzepte stellen in Aussicht, das Negativpreis-Problem durch eine besonders ausgeklügelte Vermarktung des Stroms zu lösen. Vom Ansatz her kann das durchaus überzeugend klingen — und als Idee ist daran nichts auszusetzen. Entscheidend ist allein, ob die zugrunde gelegten Zahlen in der Praxis bereits belegt sind.
Häufig handelt es sich um ein theoretisches Modell, das in dieser Form noch nicht über mehrere Jahre erwiesen ist — es fehlt der schriftliche Track Record, der die kalkulierten Erlöse real nachweist. Das ist deshalb relevant, weil der Kaufpreis und die gesamte Wirtschaftlichkeitsrechnung auf diesen theoretisch erwarteten Gewinnen aufbauen, nicht auf konservativen, historisch belegten Marktdaten. Ein Investment, dessen Bewertung auf einer noch unbewiesenen Theorie ruht, ist als spekulativ einzuordnen — unabhängig davon, wie plausibel das Konzept wirkt. Unser Rat: Lassen Sie sich belastbare Ist-Zahlen aus der Vergangenheit zeigen, bevor eine solche Annahme die Bewertung trägt.
Das ist die spannendste der drei Antworten auf das Negativpreis-Problem: Die Grundidee — Strom aus den Negativpreis-Stunden im Speicher zu halten und in den teuren Abendstunden zu verkaufen — ist ausgezeichnet und löst das Marktproblem reiner PV im Kern. Richtig umgesetzt, mit den passenden Konditionen, kann das ein wirklich gutes Investment sein.
Aber: Genau hier gibt es erhebliche Stolpersteine, die im Verkauf gerne kaschiert werden — etwa die Frage, wie viel der Tagesproduktion ein Speicher überhaupt auffangen kann und zu welchem Kaufpreis je Kilowattpeak. Diese Stolpersteine müssen wirklich berücksichtigt werden, sonst kippt die Rechnung. Wir haben das Thema in einem eigenen, ausführlichen Beitrag durchgerechnet.
| Modell | Erlöslogik | Hauptrisiko | Einordnung |
|---|---|---|---|
| Reine PV (EEG) | Börse + Marktprämie | Negativstunden, keine Indexierung, Liebhaberei | erhöhtes Risiko |
| PV + PPA (bonitätsstark) | Fester Liefervertrag | Bonität & Laufzeit des Abnehmers | tragfähig bei gutem Vertrag |
| „Intelligente" Vermarktung | Theoretische Erlösoptimierung | Noch nicht durch Track Record belegt | spekulativ |
| PV + Speicher | Eigenverbrauch + Arbitrage | Speichergröße, Kaufpreis je kWp | kommt auf Konditionen an |
| Standalone-BESS | Arbitrage + Regelenergie | Netzanschluss, Vermarktungspartner | strukturell im Vorteil |
Das Problem, das reine PV-Investments belastet, ist für eine andere Anlagenklasse die Geschäftsgrundlage. Batteriespeicher verdienen genau an der Volatilität, unter der PV leidet.
Die Logik ist spiegelbildlich: Ein Batteriespeicher kauft Strom, wenn der Preis tief oder negativ ist — also genau dann, wenn eine PV-Anlage abregeln muss, weil sich die Einspeisung nicht mehr lohnt. Und er verkauft, wenn die Sonne weg ist, die PV-Anlagen nichts mehr produzieren und die Nachfrage den Preis nach oben treibt. Je größer die Preisspreizung zwischen Mittagstief und Abendhoch, desto besser das Geschäftsmodell.
Genau deshalb sind die Tendenzen am Spotmarkt, die für PV-Investoren ein Problem darstellen, für flexible Assets gute Nachrichten — Batterien gelten als die wirtschaftlichere Alternative zum bloßen Abregeln erneuerbarer Anlagen.[3] Steigt die Zahl der Negativstunden weiter (Analysten halten bis 2030 bis zu 1.000 Stunden pro Jahr für möglich), wächst tendenziell auch die Arbitrage-Chance.[8]
Steuerlich relevant: PV-Anlage und Batteriespeicher sind getrennte Wirtschaftsgüter — für beide kann jeweils ein eigener IAB gebildet und die Sonderabschreibung genutzt werden.[8] Den IAB können Sie mit unserem IAB-Rechner für Ihre Situation durchspielen.
Das heißt nicht, dass ein Batteriespeicher automatisch das bessere Investment ist — auch hier entscheiden Netzanschluss, Vermarktungspartner und Kaufpreis über die Wirtschaftlichkeit. Es heißt aber, dass die strukturelle Marktentwicklung in eine andere Richtung zeigt als bei reiner Photovoltaik. Wer die Mechanik verstanden hat, stellt vor jedem Investment die richtige Frage — nicht „PV oder Speicher?", sondern „Welches Modell trägt unter konservativen Marktannahmen meine Rendite- und Risikoerwartung?".
Es kommt stark auf das Modell an. Eine reine PV-Anlage, deren Wirtschaftlichkeit ausschließlich auf der EEG-Vergütung im Marktprämienmodell beruht, ist 2026 deutlich riskanter als noch vor wenigen Jahren — wegen der wachsenden Zahl negativer Strompreisstunden und der seit dem Solarspitzengesetz fehlenden Vergütung in diesen Stunden. Modelle mit einem belastbaren langfristigen Liefervertrag (PPA) oder die Kombination mit einem Speicher können dagegen weiterhin tragfähig sein.
Nicht in Stunden mit negativem Börsenpreis. Die EEG-Vergütung größerer Anlagen läuft über das Marktprämienmodell — Sie verkaufen den Strom an der Börse, der Staat gleicht die Differenz zur Mindestvergütung aus. Seit dem Solarspitzengesetz (25. Februar 2025) entfällt dieser Anspruch für Neuanlagen ab der ersten Viertelstunde mit negativem Preis. Die ausgefallene Zeit wird hinten an die 20 Jahre angehängt, aber mit Halbierungsfaktor und ohne Inflationsausgleich.
Stuft das Finanzamt den Betrieb mangels Gewinnerzielungsabsicht als Liebhaberei ein, ist die Tätigkeit steuerlich unbeachtlich — Verluste werden nicht anerkannt und der Investitionsabzugsbetrag kann gestrichen werden. Besonders zu beachten: Solange die Gewinnerzielungsabsicht ungewiss ist, ergehen die Bescheide oft „vorläufig" nach § 165 AO. Dieser Vermerk hält sie über die normale Frist hinaus änderbar — stellt sich die Liebhaberei später heraus, können frühere Bescheide rückwirkend geändert und genutzte Steuervorteile samt Zinsen zurückgefordert werden. Maßgeblich ist eine belastbare Totalgewinnprognose mit konservativen Ertragsannahmen.
Lassen Sie die Totalgewinnprognose vor dem Kauf von Ihrem Steuerberater mit eingerechneten Negativstunden gegenrechnen.
Die Day-Ahead-Preise und die Stunden mit negativen Preisen sind öffentlich einsehbar — etwa über die Übertragungsnetzbetreiber-Plattform netztransparenz.de oder die SMARD-Daten der Bundesnetzagentur. Dort lässt sich auch historisch nachvollziehen, wie häufig Null- und Minuspreise in den letzten Jahren aufgetreten sind. Den aktuellen Tagesverlauf zeigen wir Ihnen direkt unter diesem Abschnitt — live.
Anlagen, die vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb gingen, genießen Bestandsschutz und fallen nicht automatisch unter die verschärfte Negativpreis-Regelung. Das ist wichtig zu verstehen, wenn ein Vertrieb mit den Erträgen eines älteren Referenzprojekts wirbt: Diese Zahlen wurden unter anderen rechtlichen Bedingungen erzielt als denen, in die ein heutiges Neuinvestment hineinkauft.
Statt es Ihnen nur zu erzählen: Hier sehen Sie den tatsächlichen Tagesverlauf der Börsenstrompreise. Entscheidend ist das wiederkehrende Tagesmuster: Sobald die Sonne aufgeht und die Photovoltaikanlagen einspeisen, sinkt der Preis — typischerweise mit dem Tiefpunkt um die Mittagszeit (12–13 Uhr). Zum Abend hin (Richtung 18 Uhr), wenn die PV-Erzeugung nachlässt und die Nachfrage steigt, zieht er wieder an. An vielen Tagen rutscht dieses Mittagstief gegen null oder ins Minus; an anderen Tagen — wie womöglich heute — bleibt es bei einigen Cent. Das Muster bleibt aber dasselbe, und genau dieses Mittagstief ist die Einnahmelücke für reine PV-Anlagen: Sie produzieren am meisten genau dann, wenn der Strom am wenigsten wert ist.
Alle Angaben zu EEG-Rechtslage, Steuerrecht, Marktdaten und Stichtagen wurden gegen die folgenden öffentlich zugänglichen Quellen geprüft. Die Inline-Verweise [1]–[9] zeigen, an welcher Stelle welche Quelle die Aussage stützt.