Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen steigt in Deutschland stark an – laut Enervis bis zu 1.300 Stunden jährlich bis 2034. Für Flächeneigentümer bleibt die Solarpark-Verpachtung dennoch attraktiv: Langfristige Verträge sichern stabile Einnahmen, während Betreiber zunehmend auf Speicherlösungen setzen.
Der Strommarkt in Deutschland steht vor einer tiefgreifenden Veränderung. Nach aktuellen Analysen der Energieberatung Enervis nimmt die Zahl der Stunden mit negativen Börsenstrompreisen in Europa – und besonders in Deutschland – rasant zu. Bis 2034 rechnen die Experten mit einem Höchststand von rund 1.300 Stunden pro Jahr, in denen Stromerzeuger an der Börse zahlen müssen, um Strom überhaupt einspeisen zu dürfen.
Für Eigentümer landwirtschaftlicher oder ungenutzter Flächen, die über eine Verpachtung an Solarpark-Betreiber nachdenken, ist diese Entwicklung hochrelevant. Denn sie zeigt: Der Markt für Solarstrom wird komplexer – aber er bietet auch neue Chancen, wenn Verträge richtig gestaltet sind und Speichertechnologien einbezogen werden.
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Negative Strompreise entstehen, wenn Stromangebot und -nachfrage aus dem Gleichgewicht geraten: Wird mehr Strom erzeugt, als verbraucht oder gespeichert werden kann, sinkt der Börsenpreis unter null. Das bedeutet: Produzenten zahlen für ihre Einspeisung, anstatt Erlöse zu erzielen.
Die Enervis-Analyse zeigt, dass sich dieser Effekt in den vergangenen Monaten europaweit verstärkt hat. Gründe dafür sind:
Im ersten Halbjahr 2025 waren 28 % der potenziellen PV-Erzeugung in Deutschland von negativen Börsenstrompreisen betroffen – ein deutlicher Anstieg gegenüber 18 % im Vorjahr. Zum Vergleich: Bei Windenergieanlagen an Land lag der Anteil nur bei rund 7 %.
In anderen Ländern zeigt sich ein ähnliches Bild: Spanien führt mit 34 %, die Niederlande folgen mit 30 %, Belgien liegt wie Deutschland bei 28 %. Am wenigsten betroffen sind Länder mit geringerer PV-Dichte wie Griechenland (1 %) oder Großbritannien (3 %).
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Laut Enervis wird der Höhepunkt erst noch erreicht:
Bis 2034 soll die Zahl der negativen Strompreisstunden in Deutschland auf rund 1.300 Stunden pro Jahr steigen. Erst ab etwa 2039 erwarten die Analysten wieder eine Entspannung unter 1.000 Stunden.
Während Länder wie Spanien laut Prognose ab Ende der 2020er-Jahre bereits eine Stabilisierung oder sogar einen Rückgang sehen, dürfte die Situation in Mitteleuropa länger anhalten. Grund ist der weiterhin hohe PV-Zubau bei gleichzeitig langsamer Entwicklung von Speicherkapazitäten und Netzflexibilität.
Die installierte Leistung der erneuerbaren Energien in Europa wird laut Enervis bis 2030 auf etwa 1.300 Gigawatt steigen – ein Plus von 391 GW gegenüber 2024. Die Batteriespeicherkapazität wächst im selben Zeitraum allerdings nur auf 175 Gigawatt, was den Druck auf den Markt erhöht.
Für Projektentwickler und Betreiber von Solarparks sind steigende negative Strompreisstunden eine wirtschaftliche Herausforderung. In diesen Phasen sinken die Markterlöse erheblich, was vor allem Projekte betrifft, die sich ohne staatliche Förderung über langfristige Power Purchase Agreements (PPAs) refinanzieren.
Enervis betont, dass insbesondere in Phasen hoher Sonneneinstrahlung die Capture Rate – also das Verhältnis der real erzielten Solarstromerlöse zu den durchschnittlichen Marktpreisen – stark gesunken ist. In Mitteleuropa liegt sie derzeit nur zwischen 40 und 60 %. Das heißt: PV-Strom wird oft weit unter dem Börsendurchschnitt verkauft.
Um dieses Risiko zu mindern, setzen immer mehr Entwickler auf Co-Location-Konzepte, also Solarparks mit integriertem Batteriespeicher. Diese Speicher können Strom dann einspeisen, wenn die Preise steigen – und so negative Phasen überbrücken. Allerdings sind solche Modelle derzeit noch teuer und wirtschaftlich nur bedingt attraktiv, solange keine politische Förderung für Speicherlösungen erfolgt.
Auch wenn negative Strompreise vor allem Betreiber treffen, sind sie für Flächeneigentümer ein wichtiges Thema. Denn sie beeinflussen, wie rentabel ein Solarpark auf der eigenen Fläche für den Investor ist – und damit indirekt, wie hoch und stabil die Pacht ausfallen kann.
Damit Sie als Eigentümer die Entwicklung zu Ihrem Vorteil nutzen können, sollten Sie folgende Punkte beachten:
Prüfen Sie frühzeitig, ob Ihre Fläche für Solarprojekte geeignet ist. Kriterien sind u. a.:
Lassen Sie sich zu marktüblichen Pachtpreisen beraten. Derzeit liegen diese – je nach Standort und Netzanschluss – zwischen 2.000 und 4.000 Euro pro Hektar und Jahr, teilweise deutlich höher bei Premiumstandorten.
Achten Sie auf Verträge mit:
Ein spezialisierter Vermittler wie Landverpachten.de kennt die Anforderungen des Marktes und bringt Flächeneigentümer mit seriösen Projektentwicklern zusammen. So profitieren Sie von:
Die Zunahme negativer Strompreise zeigt vor allem eines: Die Energiewende schreitet mit enormem Tempo voran. Der Ausbau der Photovoltaik überholt derzeit den Zubau an Speichern und Netzausbau – ein temporäres Ungleichgewicht, das sich in den kommenden Jahren voraussichtlich stabilisieren wird.
Für Flächeneigentümer eröffnet diese Entwicklung keine Risiken, sondern Chancen: Wer jetzt handelt und seine Fläche langfristig für einen Solarpark verpachtet, sichert sich stabile Einnahmen – während Betreiber sich an die neuen Marktbedingungen anpassen.
Unser Tipp: Lassen Sie Ihre Fläche kostenlos prüfen und erfahren Sie, welches Pachtpotenzial besteht.
Je früher Sie aktiv werden, desto stärker profitieren Sie vom anhaltenden Photovoltaik-Boom – trotz (oder gerade wegen) schwankender Strompreise.
