Solarspitzengesetz: Warum negative Strompreise PV-Projekte verändern

Was beschlossen wurde und ab wann es gilt

Das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen — umgangssprachlich Solarspitzengesetz — wurde am 31.01.2025 vom Bundestag (CDU/CSU, SPD, Grüne) beschlossen, am 14.02.2025 stimmte der Bundesrat zu. Verkündet wurde es im Bundesgesetzblatt am 24.02.2025, in Kraft trat es am 25.02.2025. Artikel 3 zu den Viertelstunden-Kontrakten gilt rückwirkend zum 01.01.2025.

Die zentrale Regelung: Für neue PV-Anlagen ab 2 kW entfällt die EEG- beziehungsweise Marktprämienzahlung bereits ab der ersten negativen Viertelstunde am Spotmarkt. Dafür wurde § 51 EEG 2023 geändert — der anzulegende Wert sinkt in diesen Zeiträumen auf null. Die frühere Regelung, nach der die Vergütung erst nach vier beziehungsweise sechs zusammenhängenden Negativstunden wegfiel, entfällt damit.

Kompensation: Der Vergütungszeitraum verschiebt sich nach hinten

Der Wegfall ist nicht ersatzlos. Nach § 51a EEG 2023 wird der 20-jährige Vergütungszeitraum um die Anzahl der Viertelstunden mit negativen Preisen verlängert, aufgerundet auf volle Kalendertage. Für den Betreiber entstehen dadurch weder Mehrkosten noch Einsparungen — die Vergütung wird lediglich zeitlich nach hinten verschoben, nicht gestrichen.

Für die Projektkalkulation bedeutet das eine Verschiebung der Cashflows: Erträge, die in Negativpreis-Phasen ausfallen, kommen am Ende der Förderdauer wieder herein. Der Barwert sinkt dadurch, weil spätere Einnahmen weniger wert sind als heutige. Wie stark, hängt von der Anzahl der Negativstunden ab — und die steigt: 2025 wurden rund 575 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen am EPEX Spot gezählt, gegenüber 459 Stunden in 2024, ein Anstieg um etwa 25 Prozent. Einzelne Quellen nennen leicht abweichende Werte (etwa 573 Stunden) je nach Marktsegment und Datenstand.

Steuerbarkeit, Smart Meter und die 60-Prozent-Grenze

Neue PV-Anlagen brauchen ein intelligentes Messsystem (iMSys) mit Steuereinrichtung. Anlagen von 25 bis 100 kWp mit EEG-Förderung müssen seit 25.02.2025 durch den Netzbetreiber fernsteuerbar sein. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) nennt als Rollout-Ziel, dass 90 Prozent der bis 30.09.2026 neu installierten PV-Leistung bis 31.12.2026 mit iMSys und Steuereinrichtung ausgestattet sein sollen — das ist ein Branchenziel, keine amtlich garantierte Quote.

Solange kein iMSys mit Steuereinrichtung installiert ist und der Fernsteuerungstest nicht bestanden wurde, müssen neue Anlagen unter 100 kW ihre Einspeiseleistung übergangsweise auf 60 Prozent der installierten Leistung begrenzen. Steckersolargeräte beziehungsweise Balkonkraftwerke bis 2 kWp sind davon ausgenommen.

Speicher und Eigenverbrauch werden attraktiver

Der Wegfall der Vergütung in Negativpreis-Phasen verschiebt den wirtschaftlichen Anreiz hin zu Eigenverbrauch und Speicherung: Strom, der in diesen Zeiträumen nicht vergütet wird, lässt sich speichern oder selbst nutzen, statt ihn unvergütet einzuspeisen.

Das Gesetz flankiert das mit einer Pauschaloption für PV-Anlagen bis 30 kW: Bis zu 500 kWh je kW installierter Leistung dürfen pauschal als Speicher- beziehungsweise Eigenverbrauchsmenge angesetzt werden. Das senkt den bürokratischen Aufwand für die Abgrenzung und stützt Speicher- und Eigenverbrauchsmodelle als Reaktion auf den Negativpreis-Wegfall. Wie stark sich das rechnet, hängt vom konkreten Lastprofil und den Speicherkosten ab.

Bestandsanlagen und Geltungsbereich

Für Bestandsanlagen, die vor dem 25.02.2025 in Betrieb gingen, gilt die neue Regelung nicht automatisch. Betreiber können freiwillig in die neue Systematik wechseln und erhalten dafür einen Vergütungsaufschlag von 0,6 ct/kWh. Ob sich das lohnt, ist eine Einzelfallrechnung aus erwartetem Bonus gegenüber den Vergütungsausfällen in Negativpreis-Phasen.

Die Vergütungsverschiebung nach §§ 51/51a betrifft Neuanlagen ab Inkrafttreten. Für Anlagen, die nach dem 31.12.2022 und vor dem 25.02.2025 in Betrieb gingen, gelten Übergangs- beziehungsweise Bestandsschutzregelungen. Anlagen ab 100 kW nehmen ohnehin verpflichtend an der Direktvermarktung teil; für Anlagen unter 100 kW bleibt die Teilnahme freiwillig, das Gesetz erleichtert ihnen jedoch den vereinfachten Direktverkauf an der Börse.

Zur Einordnung der Marktlage 2025: Der Tiefstwert lag am 11.05.2025 bei rund -250 EUR/MWh (-25 ct/kWh) am Day-Ahead-Markt, der Day-Ahead-Durchschnittspreis bei 89,32 EUR/MWh und damit rund 13,8 Prozent über dem Vorjahreswert von 78,51 EUR/MWh (Bundesnetzagentur, Strommarkt 2025).