Das Solarspitzen-Gesetz: Änderungen für private und gewerbliche PV Anlagen seit Februar 2025

Das neue Solarspitzen-Gesetz* trat am 25. Februar 2025 in Kraft. Es wurde eingeführt, um auf die zunehmenden Solarstrom-Spitzen an sonnigen Tagen zu reagieren.

Der Hintergrund: Bereits 2024 kam es an 457 Stunden zu negativen Strompreisen aufgrund von Solarüberschuss. Das betraf demnach über 5 % der Jahresstunden! Bisher erhielten Anlagenbetreiber auch in Phasen der Überproduktion eine Einspeisevergütung, was paradoxe Anreize setzte und Netzprobleme begünstigte.

Das Solarspitzen-Gesetz schafft hier neue Regeln, um Netzstabilität zu gewährleisten, Marktpreise zu stabilisieren und Investitionen in Speicher sowie intelligente Steuerung zu fördern.

*offiziell: „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“

➤ Wichtig: Die Änderungen gelten nur für Neuanlagen ab Inbetriebnahme vom 25.02.2025. Bestandsanlagen sind zunächst nicht betroffen, können aber freiwillig wechseln. Als Anreiz erhalten sie dann einen Bonus von 0,6 Cent pro kWh auf ihre bisherige Vergütung. Im Gegenzug unterliegt die Anlage dann ebenfalls den neuen Regeln. Diese Option richtet sich beispielsweise an Betreiber, die von der längeren Förderung und der Netzentlastung profitieren wollen.

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Privat betriebene PV-Anlagen: Rechtliche Details des Gesetzes

Betreiber neuer Photovoltaikanlagen ab 2 kW Leistung erhalten künftig keine EEG-Einspeisevergütung mehr in Börsenzeiten mit negativen Strompreisen. Dies gilt für alle Neuanlagen, unabhängig davon, ob sie eine feste Vergütung oder die Direktvermarktung in Form einer Marktprämie nutzen.

➤ Kleinste Anlagen unter 2 kW (z.B. Balkonmodule) sind vorerst ausgenommen, bis die Bundesnetzagentur ggf. anders entscheidet.

Neue Pflicht zur Fernsteuerbarkeit (Smart Meter & Steuerbox)

Eine zentrale Neuerung ist die Verpflichtung zur technischen Steuerbarkeit neuer PV-Anlagen. Ab 7 kWp ist für Neuanlagen ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) vorgeschrieben. Solange dieses nicht verbaut ist, darf die Anlage vorübergehend nur 60 % ihrer Nennleistung einspeisen.

Diese 60 %-Einspeisebegrenzung dient als Sicherheitsmechanismus, um unkontrollierte Erzeugungsspitzen zu vermeiden. Sobald das Smart Meter mit Steuerungseinrichtung („Steuerbox“) installiert und ein Fernsteuerungstest bestanden ist, entfällt die 60 %-Kappung umgehend.

Fallbeispiel private Dachanlage:
Kleine private Dachanlagen, die meist bei <7 kW liegen, sind von der Smart-Meter-Pflicht formal nicht erfasst; viele nutzen aber ohnehin kleinere Wechselrichter. Für Anlagen <25 kW galt bisher eine 70 %-Regel oder Fernsteuerbarkeit – diese wird nun durch die 60 %-Regel ersetzt und auf Neubauten angewendet.

Anfängliche Investition in Smart Meter nötig

Die Einführung von Smart Metern und Steuertechnik bringt geringe Mehrkosten mit sich. Ein intelligentes Messsystem verursacht im Betrieb etwa €50 im Jahr an Messstellenbetriebskosten. Die notwendige Steuerbox bzw. Kommunikationseinheit stellt oft der Messstellenbetreiber. Diese Kosten werden durch die Netzstabilitätsvorteile gerechtfertigt. Zudem sinken die Modul- und Systemkosten für PV weiterhin, sodass die Gesamtrendite von Anlagen trotz dieser Zusatzkosten attraktiv bleibt.

Wechsel zur Direktvermarktung von PV Strom leicht gemacht

Betreiber von kleineren PV-Anlagen (<100 kWp) können künftig leichter in die Direktvermarktung wechseln. Die Gesetzesnovelle verzichtet auf eine ursprünglich erwogene Pflicht zur Direktvermarktung unter 100 kW und belässt es beim freiwilligen Wechsel. Zudem werden Bürokratie und Hürden dafür gesenkt.

Neu ist unter anderem, dass im Rahmen der Direktvermarktung sogar Netzstrom in Batteriespeicher geladen werden darf, um von Preisschwankungen zu profitieren. Betreiber können also bei negativen Preisen Netz-Strom speichern und diesen später gewinnbringend einspeisen!

Für private Betreiber bedeutet dies mehr Flexibilität: Sie können sich entscheiden zwischen klassischer EEG-Vergütung (mit obigen Einschränkungen) oder der Marktprämie via Direktvermarkter, die ggf. höhere Erlöse bringt, aber ein aktives Marktmanagement erfordert.

Finanzielle Kompensation durch Verlängerung des Förderzeitraums

Merke: Die Stromabnahmegarantie über 20 Jahre (EEG) bleibt bestehen, nur die zeitliche Verteilung der Vergütung ändert sich.
Damit den Betreibern langfristig kein finanzieller Nachteil entsteht, wird die entgangene Vergütung nachträglich ausgeglichen. Konkret wird der EEG-Förderzeitraum über die üblichen 20 Jahre hinaus verlängert, um die Stunden mit negativen Preisen nachzuholen. Laut Solarspitzen-Gesetz soll für jede Negativpreis-Stunde ein gewisser Bruchteil an zusätzlicher Vergütungszeit gutgeschrieben werden. Die genaue Berechnung berücksichtigt das solare Ertragspotential der Verlängerungsmonate, sodass am Ende keine Einbußen entstehen sollen.

Praxisbeispiel:
Fällt an einem sonnigen Tag mittags für 2 Stunden die Vergütung weg, wird diese Zeit ans Förderende drangehängt. Die EEG-Vergütung läuft also länger als 20 Jahre. Berechnet wird mit einem Faktor von 0,5. D.h. 2 Stunden mit Nullvergütung ergeben 1 zusätzliche Förderstunde.

Wie profitieren Privatpersonen vom Solar-Spitzen-Gesetz?

Wer seine PV-Anlage intelligent managt, kann die finanziellen Auswirkungen minimieren und teils sogar Vorteile ziehen.
Kurzfristig müssen private Betreiber mit geringeren laufenden Einnahmen rechnen, da bestimmte Einspeisemengen unvergütet bleiben. In der Praxis können Betreiber Einbußen deutlich senken (oder fast nullifizieren), indem sie ihren Eigenverbrauch optimieren und neue Flexibilitäten nutzen.

Das Gesetz schafft Anreize, mehr Solarstrom selbst zu nutzen oder zu speichern. Da Einspeisung in Überangebotszeiten keinen Erlös bringt, fährt man besser, wenn man den Strom z.B. in einer Batterie zwischenpuffert oder Verbraucher (Wärmepumpe, E-Auto) gezielt in diesen Zeiten laufen lässt.

Private Haushalte mit Heimspeicher können bei negativen Preisen sogar profitieren, indem sie Überschussstrom aufnehmen und später nutzen. So vermeiden sie nicht nur Netzbelastung, sondern sparen zusätzlich Strombezugskosten und können eventuell, falls in Direktvermarktung, später zu höheren Preisen einspeisen.

Auswirkungen des Solarspitzen-Gesetzes auf gewerbliche PV-Anlagen und Solarparks

Gewerbliche PV-Anlagen – ob auf Firmendächern, Hallen, Freiflächen oder anderen Gewerbeimmobilien – fallen ebenfalls unter die neuen Regelungen, sobald sie ab 25.02.2025 in Betrieb gehen. Dies betrifft Anlagen mit fester EEG-Vergütung ebenso wie solche in der Direktvermarktung.

Die Besonderheit für gewerbliche Photovoltaik-Anlagen: § 51 EEG wurde entsprechend geändert, sodass bereits negative Viertelstundenpreise zum Wegfall der Vergütung führen. Damit sind künftig auch gewerbliche Solaranlagen direkt an die Marktsignale gekoppelt. Abregelungen bei negativen Preisen erfolgen hier in Echtzeit durch den Direktvermarkter bzw. den Netzbetreiber. Die entgangene Marktprämie können die Betreiber der PV-Anlage jedoch ebenfalls nachträglich im Rahmen des Kompensationsmechanismus’ erhalten.

Neue Steuerungsanforderungen für Anlagen zwischen 25 - 100 kW

In der Mittelklasse (z.B. PV-Anlagen auf größeren Gewerbedächernoder in landwirtschaftlichen Betrieben zwischen 25 und 100 kWp) bringt das Gesetz verschärfte Anforderungen. War bislang die Fernsteuerbarkeit erst ab 30 kW verpflichtend, gilt nun, dass Anlagen über 25 kW Leistung fernsteuerbar sein müssen, sofern sie am Netz bleiben sollen. Falls zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme die Steuerung noch nicht eingerichtet ist, muss die Einspeiseleistung dieser Anlage ebenfalls auf 60 % begrenzt werden. Sobald die Anlage fernsteuerbar ist, darf sie voll einspeisen. Der Nachweis erfolgt dabei durch einen Test.

➤ Diese 60 %-Begrenzung in der Übergangszeit betrifft auch Anlagen <25 kW, die freiwillig in die Direktvermarktung gehen, bis ihre Fernwirktechnik läuft.

Attraktivere und einfachere Direktvermarktung

Die Direktvermarktung bleibt bis 100 kW ein Wahlrecht. Das Gesetzespaket enthält jedoch Maßnahmen, die die Direktvermarktung attraktiver und einfacher machen sollen. So sollen z.B. Mindestmengen oder Gebühren sinken, und die Möglichkeit, Netzstrom in Batteriespeicher zu laden, erlaubt es gerade Gewerbebetrieben, stärker von Preisschwankungen zu profitieren.

➤ Für Gewerbetreibende heißt das: Sie können weiterhin die feste EEG-Vergütung nutzen – mit den neuen Einschränkungen. Oder sie wechseln in die Marktprämie, um unternehmerisch am Strommarkt zu agieren. Die bürokratischen Voraussetzungen hierfür wurden verschlankt.

Finanzielle Auswirkungen des Solarspitzen-Gesetzes für Gewerbetreibende

Für gewerbliche Anlagen mit EEG-Vergütung entfallen in Zeiten negativer Börsenpreise die Einnahmen aus der Einspeisung vollständig. Die betroffenen Zeitfenster nahmen zuletzt zu und könnten mit weiterem PV-Zubau noch häufiger auftreten. Ohne Gegenmaßnahmen reduziert das die laufenden Cashflows aus der Einspeisung. Allerdings wird – wie bei privaten Betreibern – dieser Ertragsausfall am Ende der 20 Jahre teilweise nachvergütet.

Aus Sicht der Wirtschaftlichkeitsrechnung bedeutet dies, dass die Amortisationszeit etwas länger werden kann, da ein Teil der Vergütung später kommt. Die Gesamtvergütung über die Lebensdauer bleibt weitgehend gleich, aber die Verteilung ist anders. Unternehmen sollten dies in ihren Finanzplänen berücksichtigen und etwa Tilgungspläne für Kredite entsprechend anpassen, falls nötig. Bei sehr großen Anlagen, die rein ins Netz einspeisen, wird der Projektierer diese Änderungen bereits einpreisen – etwa durch konservativere Annahmen zu Börsenpreisen.

Profitablere Anlagen durch erhöhten Eigenverbrauch

Viele gewerbliche PV-Anlagen werden installiert, um Strom vor Ort zu nutzen. Eigenverbrauch ist von den Börsenpreisen unabhängig und jede selbst genutzte kWh spart Einkaufskosten, die für Gewerbestrom oft zwischen 20 und 30 Ct/kWh liegen. Durch das Solarspitzen-Gesetz steigt der relative Wert des Eigenverbrauchs weiter: Wenn Überschussstrom zeitweise keinen Erlös bringen würde, ist es umso sinnvoller, diesen Strom intern zu verbrauchen. Gewerbebetriebe können z.B. flexible Verbraucher (Kälteanlagen, Wärmepumpen, Klimaanlagen, elektrische Prozesse) so steuern, dass sie mittags mehr Strom ziehen, anstatt abgeregelt ins Netz zu speisen.

➤ Lastverschiebung und Demand-Side-Management werden damit wichtiger und können Kosten sparen. Unterm Strich verbessert hoher Eigenverbrauchsanteil die Rendite und mindert die Auswirkungen der neuen Einspeiseregeln.

Mit optimaler Speicherung zu neuen Einnahmen

Da im Zuge der Direktvermarktung auch gezielt fremder Strom aufgenommen werden darf, z.B. bei negativen Preisen aus dem Netz, eröffnen sich neue Geschäftsmodelle: Ein Betreiber könnte etwa nachts oder an Wochenenden bei Windüberschuss und negativen Preisen günstig Strom einkaufen und in seinem Speicher zwischenlagern, um ihn zu Spitzenzeiten zu hohen Preisen wieder zu verkaufen. Dies war früher regulatorisch eingeschränkt, ist jetzt aber für <100 kW Anlagen erlaubt und für größere ohnehin im Rahmen ihrer Marktaktivitäten möglich.

So kann ein Gewerbebetrieb mit Speicher sogar Gewinne aus Arbitrage ziehen. Natürlich erfordert das eine Direktvermarktung und aktive Steuerung, was eher für professionelle Betreiber oder Aggregatoren in Frage kommt. Finanziell kann ein gut dimensionierter Speicher die durch das Solarspitzen-Gesetz entstehenden Einspeiseverluste mehr als ausgleichen, da mehr Strom lukrativ selbst genutzt oder gezielt vermarktet wird.

Quellen:
Informieren Sie sich auch beim Bundesverband Solarwirtschaft e.V.
Finden Sie hier alle Regelungen zum Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/