Das „Solarspitzengesetz“ 2025: Warum sich die PV-Förderung grundlegend ändert

Seit Februar 2025 gelten neue Spielregeln für Photovoltaik: Das Solarspitzengesetz koppelt die Vergütung direkt an die Börsenpreise. Wer bei negativen Preisen einspeist, erhält künftig kein Geld mehr, bekommt dafür aber eine verlängerte Förderdauer am Ende der Laufzeit. Um Erlösverluste von bis zu 20 % zu vermeiden, werden intelligente Messsysteme und Speicher zur wirtschaftlichen Pflicht. Erfahren Sie hier, wie die neue 60-Prozent-Regelung funktioniert, welche drei Speichermodelle Ihre Rendite sichern und warum Flexibilität jetzt zum entscheidenden Erfolgsfaktor für Ihr Solarprojekt wird.

Was ist das Solarspitzengesetz und wen betrifft es?

Das Solarspitzengesetz vom Februar 2025 führt eine grundlegende Systemumstellung für Photovoltaikanlagen ein, indem es die Vergütung stärker an Marktsignale koppelt. Zentrale Regelung ist die Nichtvergütung eingespeisten Stroms bei negativen Börsenpreisen für Anlagen in der Direktvermarktung oder mit intelligentem Messsystem. Gleichzeitig wird als Kompensation der Förderzeitraum verlängert: Negative Preiszeiten werden, gewichtet mit dem Faktor 0,5, gesammelt und nach Ablauf der regulären 20 Jahre angerechnet. Daraus kann sich eine deutliche Verlängerung der EEG-Förderung ergeben, die rechnerisch mehrere zusätzliche Jahre umfasst.

Warum diese klassische Vollspeisung an Rentabilität verliert

Diese Regelung gewinnt vor dem Hintergrund stark zunehmender negativer Strompreisstunden an Bedeutung. Die Auswertungen zeigen einen deutlichen Anstieg in den letzten Jahren mit Werten von über 450 Stunden im Jahr 2024 und bereits fast 580 Stunden 2025. 2026 sind es bis Ende April schon 100 Stunden und der Sommer kommt erst noch. Für klassische Volleinspeiseanlagen führt dies zu erheblichen Erlösverlusten, die bereits heute im Bereich von etwa 20 % liegen und perspektivisch weiter steigen können. Die Konsequenz ist eindeutig: Je höher der Eigenverbrauchsanteil und je stärker die Integration von Speichern, desto geringer fallen diese Verluste aus. Anlagenkonzepte verschieben sich damit weg von der reinen Einspeisung hin zu verbrauchsnahen und flexibilisierten Systemen.

Die neuen technischen Vorgaben

Parallel dazu werden technische Eingriffe in den Anlagenbetrieb eingeführt. Neuanlagen ohne intelligentes Messsystem unterliegen zunächst einer pauschalen Begrenzung der Einspeiseleistung auf 60 % der installierten Leistung. Aber nach Nachrüstung entsprechender Messtechnik erfolgt der Übergang in das System der marktbasierten Nichtvergütung. Ergänzend werden Anforderungen an Fernsteuerbarkeit und Netzinteraktion gestellt. Gleichzeitig wird mit der Möglichkeit der „Überbauung“ bestehender Netzanschlusspunkte ein Instrument geschaffen, um Netzkapazitäten effizienter zu nutzen, ohne unmittelbar einen Netzausbau zu erzwingen.[sideImage1]

Drei Modelle für den wirtschaftlichen Betrieb

Eine zentrale Rolle kommt Speichern zu. Das Gesetz schafft erstmals einen klaren Rahmen für deren Integration in die EEG-Systematik. Drei Modelle, Ausschließlichkeitsoption, Abgrenzungsoption und Pauschaloption, ermöglichen es, Speicher wirtschaftlich zu betreiben und gleichzeitig die EEG-Förderung zu erhalten.

• Ausschließlichkeitsoption: Der Speicher wird nur mit eigenem Solarstrom beladen.
• Abgrenzungsoption: Messtechnische Trennung von Solarstrom und Netzstrom im Speicher.
• Pauschaloption: Vereinfachte Abrechnung für kleinere Systeme.

Diese Modelle erlauben insbesondere Arbitragegeschäfte, also die Nutzung von Preisunterschieden am Strommarkt. Allerdings sind wesentliche Details noch von regulatorischen Festlegungen abhängig. Ergänzend wird das bidirektionale Laden von Elektrofahrzeugen rechtlich vollständig gleichgestellt, was perspektivisch zusätzliche Flexibilitätsoptionen eröffnet. Insgesamt wird deutlich, dass Speicher nicht mehr als Zusatz, sondern als notwendiger Bestandteil eines markt- und netzdienlichen Energiesystems betrachtet werden.

Warum der Strommarkt nach Flexibilität verlangt

Die Entwicklung der Strompreise zeigt zudem strukturelle Veränderungen im Energiesystem. Die sogenannte „Duck Curve“ verdeutlicht zunehmende Überangebote an Solarstrom in den Mittagsstunden, die zu negativen Preisen führen, während in den Abendstunden hohe Preise auftreten. Diese Spreizung verstärkt den wirtschaftlichen Anreiz zur Speicherung und zeitlichen Verschiebung von Energie. Gleichzeitig wird sichtbar, dass der Ausbau von Speichern bislang nicht mit dem Ausbau von PV- und Windleistung Schritt hält, wodurch sich die beschriebenen Marktverwerfungen weiter verschärfen und Netzüberlastungen durch sehr viel PV-Strom verstärkt auftreten können.

Eigenverbrauch und Speicher werden zum Standard

Das Solarspitzengesetz markiert einen Wendepunkt: Wer profitabel bleiben will, muss auf Speicher und intelligentes Eigenverbrauchsmanagement setzen. Doch neben der technischen Optimierung gibt es eine weitere entscheidende Hürde: den rechtlichen Rahmen für den Netzanschluss und die kommenden Förderänderungen. Um das volle Bild für Ihr Projekt zu erhalten, empfehlen wir Ihnen, auch unseren Beitrag zum neuen „Netzanschlusspaket“ und dem EEG 2027 zu lesen. Dort beleuchten wir, wie Sie trotz Priorisierungsregeln und Entschädigungswegfall die Planungssicherheit für Ihre Investition behalten.