Solarspitzengesetz: Was negative Strompreise für Repowering bedeuten

Was das Solarspitzengesetz seit Februar 2025 verbindlich ändert

Das Solarspitzengesetz (offiziell: Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen) ist beschlossen. Der Bundestag verabschiedete es am 31. Januar 2025, in Kraft ist es seit dem 25. Februar 2025.

Die zentrale Regel: Für PV-Anlagen, die ab dem 25.02.2025 in Betrieb genommen werden, entfällt die EEG-Einspeisevergütung in jeder einzelnen Viertelstunde, in der der Day-Ahead-Börsenpreis negativ notiert. Der anzuwendende Vergütungswert ist dann null. Rechtsgrundlage ist § 51 Abs. 1 EEG 2023.

Neu ist dabei nicht nur der Wegfall an sich, sondern die Schärfe der Auslösung. Bis 2024 galt eine gestaffelte Stundenregel (4-3-2-1 Stunden): Die Vergütung entfiel erst, wenn negative Preise mehrere zusammenhängende Stunden anhielten. Diese Karenzzeit ist abgeschafft. Jetzt zählt jede einzelne negative Viertelstunde sofort.

Gleichzeitig wurde die Leistungsschwelle abgesenkt – von bisher 400 kWp auf 2 kWp. Nur Anlagen unter 2 kWp sind ausgenommen. Faktisch sind damit auch kleine Dachanlagen betroffen, nicht mehr nur große Gewerbe- und Freiflächenanlagen.

Warum Repowering vollständig unter die neuen Regeln fällt

Beim Repowering werden alte Module durch neue ersetzt. Die Anlage gilt damit als Neuanlage und unterliegt den dann geltenden Vergütungssätzen sowie vollständig den neuen Solarspitzengesetz-Regeln: Null-Vergütung bei negativen Preisen, 60-Prozent-Einspeisebegrenzung und die iMSys-Pflichten.

Konkret bedeutet das die 60-Prozent-Einspeisebegrenzung der Nennleistung. Neue PV-Anlagen ohne intelligentes Messsystem (iMSys) dürfen vorerst nur 60 % ihrer installierten Nennleistung ins Netz einspeisen. Die Begrenzung greift bei Neuanlagen unter anderem unter 25 kW mit Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag. Sie entfällt, sobald die Anlage mit Smart Meter und Steuereinrichtung ausgestattet ist.

Das Hochlaufziel des Gesetzgebers: 90 % der bis 30.09.2026 neu installierten PV-Leistung sollen bis zum 31.12.2026 mit intelligentem Messsystem und Steuereinrichtung ausgestattet sein. Bei Anlagen bis 100 kWp gilt für die viertelstundenscharfe Abrechnung eine Übergangsfrist bis zur Smart-Meter-Installation.

Für ein Repowering-Vorhaben heißt das in der Planung: iMSys und Steuereinrichtung sind nicht optional, sondern lösen die 60-Prozent-Kappung und schaffen die Voraussetzung für die viertelstundenscharfe Vergütung.

Wie der Gesetzgeber kompensiert – und wo die Grenzen liegen

Als Ausgleich für die ausgesetzte Vergütung verlängert § 51a EEG 2023 den 20-jährigen Vergütungszeitraum. Er verlängert sich um die Viertelstunden, in denen wegen negativer Preise keine Vergütung gezahlt wurde. Für PV gilt dabei ein besonderer Zeitkontingent- und Verlängerungsmechanismus, der die nachgeholten Zeiten nach Saison- und Ertragsprofil auf Monate nach dem 20. Jahr verteilt (§ 51a Abs. 2 EEG 2023).

Wichtig für die Wirtschaftlichkeitsrechnung: Bei der Berechnung der Verlängerung wird die Zahl der negativen Viertelstunden pro Jahr für PV-Anlagen mit dem Faktor 0,5 gewichtet – also nur hälftig angerechnet, um dem PV-Erzeugungsprofil Rechnung zu tragen. Der Ausgleich ist damit kein Eins-zu-eins-Ersatz der entgangenen Vergütung.

Eine Sonderregel betrifft Bestandsanlagen: Sie können seit dem 25.02.2025 freiwillig in die neuen Regeln wechseln. Im Gegenzug erhöht sich der anzuwendende Vergütungswert um 0,6 ct/kWh (§ 100 Abs. 47 EEG 2023). Ob sich dieser Wechsel rechnet, hängt vom individuellen Einspeise- und Verbrauchsprofil ab und ist keine pauschale Empfehlung.

Negative Preise sind kein Randphänomen mehr

Die amtlichen Marktdaten von SMARD/Bundesnetzagentur (Stand 05.01.2026) zeigen den Trend: 2025 gab es an der Day-Ahead-Börse 573 von 8.760 Stunden mit negativen Großhandelspreisen – das sind 6,5 % aller Stunden. 2024 waren es 457 Stunden (5,4 %). Das ist ein neuer Rekord.

Treiber ist der PV-Zubau selbst: Negative Preise entstehen, wenn mehr Strom einspeisbar ist als nachgefragt wird, und der Solarboom verstärkt diese Phasen. Genau hier liegt der unmittelbare Bezug zum Solarspitzengesetz – das Gesetz reagiert auf eine Entwicklung, die jede neue Anlage mitverursacht und der jede Neuanlage künftig ausgesetzt ist.

Die übrigen Zahlen relativieren das Bild nicht, sondern zeigen die Volatilität: Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis lag 2025 bei 89,32 EUR/MWh (8,932 ct/kWh) gegenüber 78,51 EUR/MWh 2024 – ein Plus von 13,8 %. Stunden mit Preisen über 300 EUR/MWh gab es 40 (2024: 41). Negative Phasen und hohe Spitzen treten also im selben Jahr auf. Diese Werte sind Marktwerte und schwanken; sie sind keine Festvergütung.

Der wirtschaftliche Hebel verschiebt sich zu Eigenverbrauch und Speicher

Die EEG-Einspeisevergütung für Repowering-Neuanlagen bleibt der Bezugsrahmen. Gültig ab 01.02.2026: PV bis 10 kWp 7,78 ct/kWh (Teileinspeisung) bzw. 12,34 ct/kWh (Volleinspeisung); 10–40 kWp 6,73 / 10,35 ct/kWh; 40–100 kWp 5,50 ct/kWh (Teileinspeisung). Die halbjährliche Degression beträgt 1 % (§ 49 EEG 2023). Zum 01.08.2026 wird eine Absenkung um rund 1 % erwartet (Schätzung, z. B. bis 10 kWp ~7,71 / ~12,23 ct/kWh) – die offiziellen Werte stehen erst kurz vor dem 01.08.2026 fest.

Demgegenüber steht der Eigenverbrauch. Er spart rund 35 ct/kWh vermiedenen Netzstrombezug und ist damit etwa dreimal so wertvoll wie die beste Volleinspeisevergütung von 12,34 ct/kWh. Dieser Wert schwankt mit dem jeweiligen Haushalts- oder Gewerbestrompreis und ist keine Anlageberatung.

Batteriespeicher und intelligentes Energiemanagement gelten als wirksamster Hebel gegen negative Preise: Statt in Negativpreis-Phasen unvergütet einzuspeisen, wird Strom gespeichert, eigenverbraucht oder steuerbar verschoben. Anlagen mit Speicher und hohem Eigenverbrauch sind von der Null-Vergütung kaum betroffen. Finanztip nennt einen Speicher wirtschaftlich in der Regel erst bei Kosten unter rund 600 EUR/kWh Kapazität.

Die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) bewertet PV auch unter dem Solarspitzengesetz weiterhin als rentabel. Entscheidend sei die Verschiebung der Wirtschaftlichkeit hin zu Eigenverbrauch, Speicher und Steuerbarkeit statt reiner Volleinspeisung.