Kommerzielle Abregelung: Wenn Null Cent mehr wert sind als minus ein Cent

Deutschland schaltet 2026 mehr Solar- und Windkraftanlagen ab als im Vorjahr, obwohl es deutlich weniger Stunden mit negativen Strompreisen gab. Eine Analyse des Energiemarkt-Datenanbieters Montel verortet den Grund in einer Klippe im deutschen Förderrecht.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 5 MINUTEN LESEN

Mehr Abregelung trotz weniger Negativpreisstunden

Im ersten Halbjahr 2026 stieg die kommerzielle Abregelung von Wind- und Solarstrom in Deutschland von 1.216 auf 1.463 Gigawattstunden, ein Plus von 20 Prozent gegenüber dem Vorjahreshalbjahr. Gleichzeitig sank die Zahl der Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen von 389 auf 299, ein Rückgang von 23 Prozent. Das ist die Zahl, die aufhorchen lassen sollte: weniger Anlässe zum Abschalten, und trotzdem mehr abgeschalteter Strom.

Diese kommerzielle, also preisgetriebene Abregelung ist etwas anderes als die netzbedingte Abregelung, die als Einspeisemanagement oder Redispatch firmiert und über die Cleanthinking bereits mehrfach berichtet hat, zuletzt im Zusammenhang mit Bayern als Deutschlands Abregelungs-Meister. Die Netzengpassmaßnahmen insgesamt lagen 2025 laut Bundesnetzagentur bei rund 30,3 Terawattstunden und kosteten etwa 3,1 Milliarden Euro, wie der Faktencheck zu den Redispatch-Kosten eingeordnet hat. Das eine ist ein Leitungsproblem, das andere ein Anreizproblem, und die Montel-Zahlen aus dem ersten Halbjahr 2026 gehören zur zweiten Kategorie.

Die Klippe im Fördersystem

Der Auslöser sitzt im Solarspitzengesetz, das seit Februar 2025 in Kraft ist. Neu in Betrieb genommene Anlagen verlieren ihre Förderzahlung sofort, sobald der Großhandelspreis negativ wird, erhalten aber bei einem Preis von exakt Null Cent weiterhin die volle Vergütung.

„Seit der Einführung des deutschen Solarspitzengesetzes im Februar 2025 verlieren neu in Betrieb genommene Erneuerbaren-Anlagen ihre Förderzahlung sofort, sobald der Großhandelspreis negativ wird, erhalten aber bei einem Preis von exakt Null weiterhin die volle Vergütung", erklärt Jean-Paul Harreman, Direktor bei Montel Analytics.

Für Betreiber folgt daraus eine simple Rechnung: Bei einem Cent unter Null verlieren sie die gesamte Vergütung für diese Viertelstunde. Bei exakt Null Cent bekommen sie den vollen Fördersatz. Drosseln lohnt sich in diesem System kaum, komplett abschalten schon eher, denn die Stufe zwischen den beiden Zuständen ist scharf statt gleitend.

Verstärkt wird der Effekt durch die Umstellung auf viertelstündliche Day-Ahead-Auktionen im Oktober 2025, die laut Montel mehr kurze Zeitfenster mit negativen Preisen erzeugt, in denen genau diese Klippe greift. Wie Betreiber am Einzeltag reagieren, hatte Cleanthinking bereits am 1. Mai 2026 beobachtet, als Experten offen zum Abschalten von PV-Anlagen rieten. Die Halbjahreszahlen bestätigen jetzt, dass dieser Einzelfall System hat.

Was der Ländervergleich wirklich zeigt

Montel hat zehn Länder verglichen, und der Befund ist uneinheitlich genug, um ihn nicht unbesehen zu übernehmen. Finnland meldet ein Minus von 89 Prozent bei der kommerziellen Abregelung, die Negativpreisstunden fielen von 337 auf 40. Das klingt nach einem Vorbild, ist aber vor allem Wetter.

Laut Bericht war der Treiber „ein hydrologisches Defizit in Skandinavien, das die Großhandelspreise anhob und die Überangebotslage, die für negative Preise sorgt, weitgehend beseitigte". Die norwegische Schneedecke lag nahe einem 20-Jahres-Tief, die Speicherseen deutlich unter dem Normalwert, die Wasserkraft lieferte deshalb weniger und teurer. Finnlands Rückgang ist reale Knappheit, kein Marktdesign-Erfolg.

Belastbarer ist der Fall Frankreich. Dort stiegen die Negativpreisstunden im ersten Halbjahr 2026 um 14 Prozent, auch dort half zusätzlich eine Hitzewelle Ende Juni, weil der Kühlbedarf die Mittagsüberschüsse auffraß. Trotzdem sank die kommerzielle Abregelung um 32 Prozent, weil die französischen Förderregeln Anlagenbetreiber zum Weiterproduzieren anreizen statt zum Abschalten.

Mehr Gelegenheiten zum Abregeln, aber weniger abgeregelter Strom, das ist der Kontrast, an dem sich Deutschlands Förderdesign messen lassen muss. Auch Niederlande, Belgien, Schweiz und Polen verzeichneten im gleichen Zeitraum sinkende kommerzielle Abregelung.

Flexibilität statt weniger Zubau

Abschalten bei negativen Preisen ist für sich genommen ökonomisch vernünftig. Niemand sollte Strom produzieren, den in diesem Moment niemand braucht, das hatte Cleanthinking bereits im Beitrag zum Umgang mit negativen Strompreisen so eingeordnet, ebenso in der Einordnung zum Pfingstsonntag 2026. Der Kritikpunkt an der deutschen Regelung ist nicht das Prinzip, sondern die Stufenfunktion: Ein gleitender Anreiz würde Drosselung belohnen, das aktuelle Design belohnt die Komplettabschaltung.

Dass Abregelung keine Zwangsläufigkeit ist, zeigt eine Anlage, die Cleanthinking porträtiert hat: Eine PV-Anlage, die stattdessen Sekundärregelleistung am aFRR-Markt vermarktet, verdient in genau den Stunden Geld, in denen andere Anlagen vom Netz gehen. Auch regulatorisch bewegt sich etwas: Die EEG-Novelle für kleine PV-Anlagen greift an anderer Stelle in dasselbe Förderdesign ein.

Die eigentliche Antwort liegt in Speichern, Lastmanagement und flexibler Nachfrage. Gewerbliche und industrielle Batteriespeicher sollen sich von rund 9 Gigawattstunden 2026 auf etwa 24 Gigawattstunden 2028 nahezu verdreifachen. Ein IRENA-Bericht vom Mai 2026 kommt zu dem Ergebnis, dass Solar- und Windstrom in Kombination mit Speichern kostenseitig mit neuen Kohle- und Gaskraftwerken konkurrieren und Strom rund um die Uhr liefern können.

Dazu kommen Smart Meter mit zeitvariablen Tarifen, die Elektrifizierung von Haushalten und Demand Response, also die gezielte Verschiebung von Verbrauch in Überschussstunden.

„Deutschland bleibt das klarste Signal dafür, dass Speicher, Lastmanagement und andere flexible Technologien nötig sind, um wachsende Erneuerbaren-Mengen aufzunehmen, die sonst kommerziell abgeregelt würden", sagt Harreman.

EU-weit deckten Erneuerbare im ersten Quartal 2026 laut Eurostat bereits 45,5 Prozent des Stroms, Windkraft stellte 44,9 Prozent des Erneuerbaren-Mix, Wasserkraft 28 Prozent, Solar 17,3 Prozent. Bei diesem Tempo entscheidet zunehmend die Flexibilität im System darüber, wie viel von diesem Strom tatsächlich ankommt.

Der abgeregelte Strom in Deutschland ist kein Beleg gegen den Erneuerbaren-Ausbau. Er ist eine unbezahlte Rechnung für Speicher und Lastmanagement, die noch nicht gebaut sind.

QUELLEN