Funktioniert das Solarspitzengesetz? Ein Datenvergleich

Seit Februar 2025 gilt eine für neue Solaranlagen: Die Einspeisung aus Solaranlagen wird während negativer Börsenstrompreise nicht mehr vergütet – im Gegenteil, Anlagen zahlen sogar, falls sie zu diesen Zeiten einspeisen. Der Zweck dahinter ist simpel: Statt Strom zu vergüten, der quasi wertlos ist und den Markt gerade zu überflutet, sollen Anlagen gedrosselt werden.

Ein Vergleich der Börsenstrompreise im Mai 2025 und im Mai 2026 zeigt: Es gibt deutlich weniger Stunden mit negativen Preisen – aber das liegt nicht nur an dem neuen Gesetz.

Was hat das Solarspitzengesetz überhaupt geändert?

Bis Ende 2024 galt: Neue Solar- und Windanlagen verloren ihre Einspeisevergütung erst, wenn der Börsenpreis mehrere Stunden am Stück negativ war. Diese Karenzzeit gab Betreibern einen wirtschaftlichen Puffer und damit auch wenig Anreiz, bei kurzen negativen Phasen die Anlage zu drosseln.

Das Solarspitzengesetz, das am 25. Februar 2025 in Kraft trat, hat das geändert. Für neue Anlagen entfällt die Vergütung jetzt ab der ersten Viertelstunde mit negativem Preis. Der Schwellenwert, ab dem die Regel gilt, wurde gleichzeitig von 400 kWp auf 2 kWp gesenkt, sodass praktisch alle neuen Anlagen betroffen sind.

Für Bestandsanlagen gilt weiterhin die alte Regelung. Das Gesetz entfaltet seine Wirkung deshalb nur schrittweise: Je mehr neue Anlagen hinzukommen, desto größer der Anteil der Kapazität, der auf negative Preise reagiert. Im Mai 2025 lagen erst drei Monate Neuinstallationen unter dem neuen Regime zurück, im Mai 2026 bereits fünfzehn Monate.

Mai 2025 vs. Mai 2026: Negative Preise seltener, aber extremer

Die Zahlen sprechen eine deutliche Sprache:

Der Rückgang zeigt sich auf mehreren Ebenen: Negative Preise traten an weniger Tagen auf (15 statt 22), die Gesamtstunden sanken um 39 %, und die einzelnen Episoden dauerten im Schnitt 36 % kürzer. Die Zahl der Episoden selbst blieb dabei nahezu gleich (21 vs. 22) – negative Phasen entstehen also nach wie vor regelmäßig im Mittagsfenster zwischen 11 und 16 Uhr, wenn viel Sonne und wenig Nachfrage aufeinandertreffen. Eine naheliegende Erklärung: Ein größerer Anteil der installierten Leistung reagiert auf Preissignale. Dadurch sind nur noch in absoluten Spitzenzeiten negative Preise zu beobachten.

Preissignale greifen – aber das Niveau ist auch höher

Das Solarspitzengesetz ist aber nur ein Teil der Erklärung. Das allgemeine Preisniveau im Mai 2026 war deutlich höher als im Vorjahr – der Durchschnittspreis stieg um knapp 3 ct/kWh von 6,73 auf 9,75 ct/kWh. Wenn Strom insgesamt teurer gehandelt wird, muss der Preis weiter fallen, um überhaupt negativ zu werden. Ein Teil des Rückgangs bei den negativen Stunden erklärt sich also sicher auch dadurch, dass die Preiskurve höher lag.

Beide Effekte wirken in dieselbe Richtung: das höhere Preisniveau und das geänderte Verhalten der Anlagen. Wie viel auf welchen Effekt entfällt, lässt sich nicht sauber trennen. Was sich aber sagen lässt: Sowohl die Häufigkeit negativer Tage als auch die durchschnittliche Dauer der Episoden sind zurückgegangen, und beides passt dazu, wie das Gesetz wirken sollte.

-50 ct/kWh: perfekter Sturm oder neues Normal?

Weniger häufig bedeutet nicht allerdings weniger heftig. Am 1. Mai 2026 – einem Feiertag – erreichte der Preis den festgesetzten Minimalpreis der Strombörse: −500 €/MWh, also −50 ct/kWh. Das ist doppelt so tief wie das tiefste Tal aus dem Mai 2025 (−25 ct/kWh am 11. Mai).

An Feiertagen ist die Nachfrage niedrig, weil Industrie und Gewerbe kaum laufen – die Sonne scheint trotzdem. Wenn beides zusammenkommt, kann der Markt den Überschuss nicht schnell genug wegschaffen. Das Solarspitzengesetz hilft hier nur begrenzt, weil neue Anlagen zwar schneller drosseln, die Gesamteinspeisung aber trotzdem hoch bleibt.

Ob sich dieses Muster fortsetzt, hängt davon ab, wie schnell Speicher- und Flexibilitätskapazität mit dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren mithalten. Klar ist: Das Solarspitzengesetz allein schützt nicht vor solchen Extremtagen. Was im Mai 2026 zu beobachten war, nämlich negative Strompreise an weniger Tagen, aber mit teils größerer Tiefe, könnte sich daher zunächst fortsetzen.

Für Gewerbe wird Flexibilität immer wertvoller

Für Unternehmen mit flexiblem Verbrauch oder eigenem Gewerbespeicher ist weniger entscheidend, ob der Preis tatsächlich negativ war – sondern wie groß die Spanne zwischen der günstigsten und teuersten Stunde eines Tages ist. Denn genau diese Spanne bestimmt, wie viel man durch Lastverschiebung oder gezieltes Laden und Entladen eines Speichers sparen kann.

Der durchschnittliche Tages-Spread stieg von 16,2 auf 20,8 ct/kWh (+28 %). Der Median zeigt denselben Trend und liegt mit 16,6 vs. 14,6 ct/kWh etwas konservativer bei +13 % – beide Kennzahlen deuten also in dieselbe Richtung.

Auf ein Gewerbeunternehmen mit einem täglichen Ladezyklus von 500 kWh übertragen entspricht der gestiegene Spread von 4,6 ct/kWh einem zusätzlichen Wert von rund 23 € pro Tag, oder gut 8.000 € im Jahr. Anders ausgedrückt: Jede kWh an Flexibilität hat einen Wert von 16,6 Cent, wenn man den Bezug von der teuersten in die günstigste Stunde verlagert.

Was kommt als nächstes?

Mit jeder neu installierten Anlage wächst der Anteil der Kapazität, der auf negative Preise reagiert. In zwei oder drei Jahren werden die Daten ein klareres Bild zeigen, wie viel vom beobachteten Rückgang tatsächlich auf das Gesetz zurückgeht.

Was sich schon jetzt abzeichnet: Wer allein darauf setzt, gelegentliche negative Preise mitzunehmen, hat eine weniger zuverlässige Basis als noch vor einem Jahr. Der Arbitrage-Wert eines Speichers, also das systematische Nutzen der täglichen Preisschwankungen, hat im Mai 2026 hingegen zugenommen. Ob das so bleibt, hängt von Faktoren ab, die sich heute nicht sicher vorhersagen lassen: dem weiteren PV-Zubau, der Entwicklung von Speicherkapazitäten und dem allgemeinen Preisniveau.