Solarspitzengesetz: Was ändert sich für PV-Anlagen über 100 kWp?

„Solar lohnt sich immer." Diesen Satz hört man oft. Und lange stimmte er: Wer eine Photovoltaikanlage installierte, bekam für jede eingespeiste Kilowattstunde die garantierte EEG-Vergütung — zwanzig Jahre lang, kalkulierbar, wetterunabhängig. Das war das Fundament, auf dem der deutsche Solarboom aufbaute.

Das Solarspitzengesetz, das als Teil des Solarpakets I im Frühjahr 2024 Bundestag und Bundesrat passiert hat, reißt in dieses Fundament eine Bresche — zumindest für größere Anlagen. Konkret: Wenn die Strombörse negative Preise meldet, gibt es für neue Anlagen über 100 Kilowatt Peak keine EEG-Vergütung mehr. Null Euro. Nicht reduziert, nicht verschoben — gestrichen.

Für Betreiber von Solarparks, Gewerbedachanlagen und größeren landwirtschaftlichen PV-Flächen ist das eine Zäsur. Die Frage ist nicht mehr nur: Wie viel Strom produziert meine Anlage? Sondern auch: Zu welchem Preis wird er wann ins Netz gespeist?

Dieser Artikel analysiert, was das Gesetz im Detail ändert, welche wirtschaftlichen Konsequenzen sich daraus ergeben und wo die Ausnahmen liegen.

Inhaltsverzeichnis

Was genau ist das Solarspitzengesetz?
Der Kern der Reform: Kein Geld bei negativen Preisen
Wie negative Strompreise entstehen — und wie häufig sie sind
Was das für Anlagen über 100 kWp konkret bedeutet
Speicher als logische Konsequenz
Was gleich bleibt — und wer nicht betroffen ist
Übergangsregelungen: Wer noch im alten System bleibt
FAQ
Fazit
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Quellen

Kurzantwort

Das Solarspitzengesetz kappt die EEG-Vergütung bei negativen Strompreisen. Für Anlagen über 100 kWp hat das handfeste wirtschaftliche Folgen. Ein analytischer Überblick. Kurz gesagt: balkonkraftwerk solaranlage 2026 ist vor allem dann relevant, wenn du schnell verstehen willst, was konkret dahinter steckt, welche Grenzen es gibt und welche Entscheidung daraus folgt. Die Details, Quellen und Einschränkungen stehen in den folgenden Abschnitten.

Was genau ist das Solarspitzengesetz?

Das „Solarspitzengesetz" ist der umgangssprachliche Name für die Neuregelung zu negativen Strompreisen im Solarpaket I, das der Bundestag im April 2024 und der Bundesrat im Mai 2024 verabschiedet hat. Der offizielle Titel des Gesetzespakets ist „Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftlicher Vorschriften" (Bundestagsdrucksache 20/9500). Im Kern geht es um eine Neuausrichtung der Solarförderung bei negativen Börsenstrompreisen.

Das Problem, das der Gesetzgeber adressieren will, ist real: An sonnigen Tagen — vor allem im Frühjahr und Sommer zur Mittagszeit — produziert die installierte Solarleistung in Deutschland inzwischen so viel Strom, dass das Netz an seine Grenzen stößt. Die Erzeugung übersteigt den Verbrauch, die Großhandelspreise fallen unter null, und die Netzbetreiber müssen eingreifen.

Bisher galt: Wer eine PV-Anlage betreibt, bekommt die EEG-Einspeisevergütung unabhängig davon, ob der Strom gerade gebraucht wird oder nicht. Für kleine Dachanlagen war das gesellschaftlich breit akzeptiert. Bei großen Anlagen mit mehr als 100 kWp sah der Gesetzgeber aber zunehmend ein Missverhältnis: Hier werden relevante Strommengen zu Zeiten produziert, in denen sie weder benötigt noch wirtschaftlich sinnvoll vermarktet werden können — und trotzdem fließt die volle Vergütung.

Die Lösung des Solarpakets I: Der Markt soll die Erzeugung steuern, nicht das Förderkonto. Wer Strom einspeist, wenn er nichts wert ist, bekommt nichts. Das soll Anreize für Speicher, Eigenverbrauch und lastgerechte Einspeisung setzen.

Das Gesetz ist kein isolierter deutscher Sonderweg. Ähnliche Mechanismen existieren oder entstehen in mehreren europäischen Ländern, etwa in Spanien und den Niederlanden. Deutschland ist aber aufgrund seiner hohen Solar-Durchdringung besonders stark betroffen.

Der Kern der Reform: Kein Geld bei negativen Preisen

Das Herzstück des Solarspitzengesetzes ist § 51 Abs. 3 EEG in seiner novellierten Fassung: In Zeiträumen, in denen der Day-Ahead-Strompreis an der Strombörse negativ ist, entfällt der Anspruch auf die EEG-Einspeisevergütung bei Direktvermarktung — vollständig und ab der ersten negativen Stunde.

Das ist eine deutliche Verschärfung gegenüber der alten Regelung. Bisher galt eine Karenzzeit: Erst wenn die Preise länger als sechs aufeinanderfolgende Stunden negativ waren, wurde die Vergütung gekürzt. Diese Pufferregelung ist nun gestrichen.

Das betrifft insbesondere neue Anlagen, da die bislang geltende Sechs-Stunden-Karenz für sie von Anfang an nicht greift. Bei Bestandsanlagen über 100 kWp, die bereits unter der alten Direktvermarktungsregelung liefen, galt bereits vor dem Solarpaket I die Sechs-Stunden-Regel aus § 51 Abs. 3 EEG. Die neue Regelung verschärft diesen Mechanismus für alle Anlagen in der Direktvermarktung — die gestrichene Karenz wirkt sich bei ihnen allerdings weniger stark aus als bei Neuanlagen ohne Erfahrung mit dem Marktprämienmodell. Die neue Regelung greift für alle PV-Anlagen, die nach dem Stichtag in Betrieb gehen oder deren EEG-Förderperiode ausläuft und die dann neu in die Direktvermarktung eintreten.

Für Anlagen über 100 kWp — die ohnehin zur Direktvermarktung verpflichtet sind — heißt das konkret: Der Direktvermarkter kann in negativen Preisphasen keinen Erlös mehr erzielen. Der Marktprämienmechanismus, der die Differenz zwischen Börsenpreis und anzulegendem Wert ausgleicht, läuft in diesen Stunden ins Leere. Die Anlage produziert, aber der Betreiber sieht kein Geld.

Praktisch bedeutet das: Ein Solarpark mit 750 kWp, der an einem sonnigen Junitag mittags drei Stunden lang volle Leistung ins Netz bringt, während die Börsenpreise bei minus 5 Cent pro Kilowattstunde liegen, verliert in diesen drei Stunden rund 112 Euro an erwarteter Einspeisevergütung. Aufs Jahr gerechnet kann das — je nach Standort und Wetter — einen vierstelligen Betrag ausmachen.

Die Größenordnung ist nicht trivial, aber auch nicht existenzbedrohend. Entscheidend ist, dass die Kalkulation für neue Projekte komplexer wird: Statt garantierter Vergütung über 20 Jahre muss der Betreiber nun die Anzahl und Dauer negativer Preisstunden in seine Wirtschaftlichkeitsrechnung einbeziehen. Eine Prognose, die vor fünf Jahren niemand ernsthaft hätte stellen müssen.

Realistisch betrachtet trifft die Regelung nicht alle Regionen gleich hart. Standorte mit hoher Südausrichtung und wenig Wolkenbedeckung — also genau die, die bisher als besonders ertragreich galten — sind stärker betroffen als ost-west-ausgerichtete Anlagen, die ihre Produktion auf Morgen- und Abendstunden verteilen.

balkonkraftwerk solaranlage 2026 – Illustration 2

Wie negative Strompreise entstehen — und wie häufig sie sind

Ein negativer Strompreis klingt paradox. Warum sollte jemand Geld dafür bezahlen, dass ihm Strom abgenommen wird? Die Antwort liegt in der Physik des Stromnetzes: Angebot und Nachfrage müssen zu jedem Zeitpunkt exakt ausgeglichen sein. Wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt, müssen Erzeuger ihre Produktion drosseln — oder sie zahlen drauf.

An sonnigen Sonntagen im Mai, wenn die Industrie ruht, die Temperaturen mild sind und zehntausende Solaranlagen gleichzeitig Volllast liefern, entsteht genau diese Situation. Die Residuallast — also der Strombedarf, der nach Abzug der erneuerbaren Einspeisung noch übrig bleibt — fällt auf nahe null oder darunter. Konventionelle Kraftwerke können nicht beliebig schnell herunterfahren, Windkraftanlagen laufen weiter, und das Netz muss den Überschuss irgendwohin abführen.

In den letzten Jahren hat die Häufigkeit solcher Ereignisse zugenommen. 2023 verzeichnete die Strombörse rund 300 Stunden mit negativen Preisen. 2024 waren es Schätzungen zufolge bereits über 400 Stunden. Das sind zusammengenommen etwa 17 Tage pro Jahr — verteilt auf meist kurze Intervalle von zwei bis vier Stunden.

Ein verbreitetes Missverständnis: Negative Preise bedeuten nicht, dass der Endverbraucher plötzlich Geld für seinen Stromverbrauch bekommt. Die negativen Preise gelten nur an der Großhandelsbörse. Für Haushalte mit festen Stromtarifen ist das nicht spürbar. Für dynamische Stromtarife, die sich am Börsenpreis orientieren, kann es theoretisch vorkommen — in der Praxis verhindern Netzentgelte und Umlagen aber, dass der Endpreis tatsächlich negativ wird.

Für Solarparkbetreiber ist die Entwicklung jedoch eindeutig: Mit jedem weiteren Gigawatt zugebauter Solarleistung steigt die Wahrscheinlichkeit negativer Preisstunden. Das ist kein temporäres Phänomen, sondern ein strukturelles Merkmal der Energiewende. Die Frage ist nicht, ob negative Preise auftreten, sondern wie häufig und wie lange.

Was das für Anlagen über 100 kWp konkret bedeutet

Für Betreiber von Solaranlagen über 100 kWp — das sind typischerweise Gewerbedächer, landwirtschaftliche Hallen, Solarparks und größere Freiflächenanlagen — ändert sich mit dem Solarspitzengesetz die wirtschaftliche Logik grundlegend.

Bisher war die Rechnung einfach: Installierte Leistung in Kilowattpeak mal spezifischer Jahresertrag in Kilowattstunden mal EEG-Vergütungssatz ergibt den Jahresumsatz. Punkt. Jetzt kommt eine neue Variable hinzu: der Zeitpunkt der Einspeisung.

Die Auswirkungen im Einzelnen:

Erstens, die Erlöserwartung sinkt. Wie stark, hängt vom Standort, der Ausrichtung und der regionalen Solar-Durchdringung ab. Faustformeln existieren noch nicht, weil die Datenbasis zu jung ist. Aber erste Projektierer kalkulieren mit Erlöseinbußen von drei bis sieben Prozent pro Jahr — abhängig vom Anlagenstandort.

Zweitens, die Finanzierung wird anspruchsvoller. Banken und Investoren verlangen zunehmend belastbare Ertragsgutachten, die nicht nur die erwartete Stromproduktion, sondern auch die zeitliche Verteilung der Einspeisung und die Korrelation mit Börsenpreisen modellieren. Projekte, die vor zwei Jahren noch problemlos durch die Kreditprüfung kamen, werden heute genauer hinterfragt.

Drittens, die Anlagenauslegung ändert sich. Es ist nicht mehr pauschal optimal, ein Dach vollständig mit Südmodulen zu belegen. Ost-West-Ausrichtungen, die den Ertrag gleichmäßiger über den Tag verteilen, gewinnen an relativer Attraktivität — nicht, weil sie mehr Strom produzieren, sondern weil sie weniger Strom in den kritischen Mittagsstunden liefern.

Viertens, der Druck zur Direktvermarktung mit Mehrwert steigt. Einfache Direktvermarktung, bei der der Strom an der Börse verkauft und die Differenz zum EEG-Satz erstattet wird, reicht nicht mehr. Gefragt sind Vermarktungsmodelle, die den Zeitpunkt der Einspeisung optimieren — idealerweise mit Speicher im Rücken.

Das wird oft übersehen: Für die meisten Gewerbedachanlagen im Bestand zwischen 100 und 750 kWp wirkt sich das Solarspitzengesetz weniger einschneidend aus, da sie bereits unter der alten Sechs-Stunden-Regel in der Direktvermarktung waren. Für sie verschiebt sich die Risikoschwelle, ohne dass das Marktprämienmodell grundsätzlich neu ist. Die Reform betrifft Neuanlagen und Anlagen, deren Förderperiode ausläuft, am stärksten. Die Übergangsphase zieht sich über Jahre.

Speicher als logische Konsequenz

Wenn die Einspeisung zur Mittagszeit nichts mehr bringt, liegt der nächste Schritt auf der Hand: den Strom zwischenspeichern und später einspeisen, wenn die Preise wieder positiv sind. Das Solarspitzengesetz macht Batteriespeicher für Anlagen über 100 kWp von einer Option zur wirtschaftlichen Notwendigkeit.

Die Rechnung dahinter: Ein Speicher mit einer Kapazität von zwei bis vier Stunden der installierten PV-Leistung kann die kritischen Mittagsstunden überbrücken. Aus 750 kWp Solarleistung werden in den drei negativen Preisstunden rund 2.250 Kilowattstunden, die nicht sofort ins Netz müssen, sondern im Speicher gepuffert werden. Am Nachmittag, wenn die Preise wieder im positiven Bereich liegen, wird eingespeist.

Das klingt einfach, hat aber Haken:

Ein Batteriespeicher in dieser Größenordnung kostet — je nach Technologie und Installationsaufwand — zwischen 150 und 300 Euro pro Kilowattstunde Kapazität. Für 2.000 Kilowattstunden sind das 300.000 bis 600.000 Euro zusätzliche Investition. Dem stehen die vermiedenen Erlösausfälle gegenüber. Bei rund 240 Stunden negativer Preise pro Jahr, in denen die Anlage produziert, und einer entgangenen Vergütung von rund 7 Cent pro Kilowattstunde spart der Speicher etwa 12.600 Euro jährlich an entgangener Einspeisevergütung (240 h × 750 kW × 7 ct). Die reine Amortisation über diesen Effekt liegt damit bei rund 25 bis 50 Jahren — zu lang für eine wirtschaftliche Entscheidung.

Der Speicher rechnet sich also nur, wenn er zusätzliche Erlösquellen erschließt: die Teilnahme am Regelenergiemarkt, die Nutzung von Preisspitzen im Intraday-Handel, die Optimierung des Eigenverbrauchs bei Gewerbebetrieben oder die Bereitstellung von Netzdienstleistungen.

Das ist der entscheidende Punkt, den das Solarspitzengesetz mitdenkt, ohne ihn explizit zu regeln: Ein Speicher, der ausschließlich dafür angeschafft wird, negative Preisstunden zu überbrücken, ist betriebswirtschaftlich schwer zu rechtfertigen. Erst in Kombination mit weiteren Einnahmequellen wird das Modell tragfähig. Das Gesetz setzt den Rahmen — die Umsetzung bleibt den Marktakteuren überlassen.

Was gleich bleibt — und wer nicht betroffen ist

Es wäre falsch, den Eindruck zu erwecken, das Solarspitzengesetz stelle die gesamte Solarförderung in Deutschland auf den Kopf. Einige Dinge bleiben weitgehend unverändert:

Kleine Dachanlagen bis 100 kWp — und das ist die große Mehrheit der installierten Anlagen in Deutschland — sind von der Neuregelung zur Direktvermarktung nicht betroffen. Für sie gilt weiterhin die feste EEG-Einspeisevergütung. Allerdings wurde auch § 24 EEG (Einspeisevergütung) durch das Solarpaket I geändert: Auch bei der festen Einspeisevergütung entfällt der Anspruch für Stunden mit negativen Börsenpreisen. Da negative Preise aber überwiegend in sonnigen Mittagsstunden auftreten, hat dies praktisch vor allem Auswirkungen auf Anlagen, die ihren gesamten Strom einspeisen — für Eigenverbrauchsanlagen ist der Effekt gering.

Bestandsanlagen mit laufender EEG-Förderung behalten ihren garantierten anzulegenden Wert für die Restlaufzeit von 20 Jahren. Die neue Stundenschwelle bei negativen Preisen (Streichung der Sechs-Stunden-Karenz) gilt jedoch auch für sie, da die Regelung in § 51 EEG für alle Anlagen in der Direktvermarktung einheitlich wirkt. Der Unterschied: Die alten Anlagen waren bereits zuvor der Sechs-Stunden-Regel ausgesetzt — für sie verändert sich die Risikoprognose, nicht das grundsätzliche Marktprämienmodell.

Die grundlegende Förderstruktur bleibt erhalten: Einspeisevergütung und Marktprämienmodell werden nicht abgeschafft, sondern um die negative-Preis-Komponente ergänzt. In den weitaus meisten Stunden des Jahres, in denen die Börsenpreise positiv sind, fließt die Vergütung wie gewohnt.

Die Netzanschlusspflicht des Netzbetreibers und der Einspeisevorrang für erneuerbare Energien bleiben bestehen. Eine Anlage über 100 kWp muss weiterhin angeschlossen werden und ihr Strom wird bevorzugt abgenommen — nur eben nicht mehr zu jedem Preis vergütet.

Was sich für kleine und mittlere Dachanlagen durch das Solarpaket I tatsächlich geändert hat, sind andere Dinge: die Erhöhung der Bagatellgrenze für Balkonkraftwerke auf 800 Watt, die Vereinfachung der Registrierung oder der Wegfall der 70-Prozent-Abregelungspflicht für neue Kleinanlagen. Das sind Erleichterungen, die mit dem großen Thema „negative Preise" nichts zu tun haben.

balkonkraftwerk solaranlage 2026 – Illustration 3

Übergangsregelungen: Wer noch im alten System bleibt

Das Solarspitzengesetz trennt zwischen Bestand und Neuanlagen. Der Stichtag ist das Inkrafttreten der entsprechenden Regelungen — die wesentlichen Teile traten am Tag nach der Verkündung im Bundesgesetzblatt in Kraft, nachdem der Bundesrat das Gesetz am 17. Mai 2024 passiert hatte.

Anlagen, die vor diesem Datum in Betrieb gegangen sind und eine EEG-Förderung erhalten, bleiben für die gesamte verbleibende Förderdauer von 20 Jahren im alten System. Das betrifft mehrere hunderttausend Anlagen.

Für Anlagen, die den Zuschlag in einer EEG-Ausschreibung erhalten haben, gelten die jeweiligen Ausschreibungsbedingungen. Auch hier greift Vertrauensschutz: Wer mit einem bestimmten anzulegenden Wert kalkuliert hat, behält diesen für den Förderzeitraum.

Interessant wird es für Anlagen, deren EEG-Förderung in den kommenden Jahren ausläuft. Nach 20 Jahren Förderung stellt sich die Frage: Weiterbetrieb mit Direktvermarktung — dann unter den neuen Bedingungen — oder Rückbau? Für Anlagen aus den Jahren 2004 bis 2007, die in Kürze aus der Förderung fallen, ist das eine akute Entscheidung. Sie produzieren weiter Strom, müssen sich aber im neuen Marktumfeld behaupten.

Das Bundeswirtschaftsministerium hat für diesen Übergang keine spezifische Anschlussregelung geschaffen, die über die allgemeinen Direktvermarktungsregeln hinausgeht. Betreiber von Ü20-Anlagen — also Anlagen, die älter als 20 Jahre sind — können ihren Strom weiterhin einspeisen, erhalten aber nur noch den jeweiligen Börsenpreis abzüglich der Vermarktungskosten. In negativen Preisstunden wird auch dieser null oder negativ.

Ein Detail, das in der Diskussion oft untergeht: Die Direktvermarktungspflicht für Anlagen über 100 kWp bestand schon vor dem Solarspitzengesetz. Neu ist nicht die Pflicht an sich, sondern dass in negativen Preisstunden auch der Marktprämienmechanismus keine Erlöse mehr generiert.

Entscheidungshilfe: Wann ist das sinnvoll?

Eher sinnvoll, wenn du balkonkraftwerk solaranlage 2026 nicht nur als Nachricht lesen willst, sondern eine praktische Einordnung brauchst: Was ändert sich, wen betrifft es und welche nächsten Schritte sind realistisch?

Eher abwarten, wenn die Quellenlage noch dünn ist, wichtige technische Details fehlen oder der Nutzen nur aus Hersteller- oder Projektversprechen besteht. Dann ist Beobachten besser als vorschnelles Umstellen.

Worauf du achten solltest: konkrete Verfügbarkeit, nachvollziehbare Kosten, offene Einschränkungen, Sicherheits- oder Datenschutzfolgen und belastbare Quellen statt bloßer Ankündigungen.

FAQ

F: Betrifft das Solarspitzengesetz auch meine private Dachanlage mit 10 kWp?

Nein. Für kleine Dachanlagen bis 100 kWp gilt die verschärfte Direktvermarktungsregelung (§ 51 EEG) nicht, da sie in der Regel die feste Einspeisevergütung wählen. Allerdings wurde auch § 24 EEG (Einspeisevergütung) durch das Solarpaket I geändert: Auch bei der festen Vergütung entfällt der Anspruch für Stunden mit negativen Börsenpreisen. In der Praxis sind die Auswirkungen für kleine Dachanlagen jedoch gering, da sie seltener in der sonnigen Mittagszeit volleinspeisen. Relevant wird das Gesetz wirtschaftlich vor allem ab 100 kWp installierter Leistung — das sind typischerweise Gewerbedächer mit mehr als 500 Quadratmetern Modulfläche oder größere Solarparks.

F: Wie viele Stunden mit negativen Strompreisen gibt es pro Jahr?

Die Zahl steigt mit dem Solarausbau. 2023 waren es rund 300 Stunden, 2024 bereits über 400. Das entspricht etwa 17 vollen Tagen — in der Praxis verteilt auf viele kurze Intervalle von meist zwei bis vier Stunden an sonnigen Tagen mit niedriger Last. Die Tendenz ist mit jedem weiteren Zubau-Gigawatt steigend.

F: Kann ich mit einem Batteriespeicher die Verluste ausgleichen?

Technisch ja, wirtschaftlich nur im Paket mit anderen Erlösquellen. Ein reiner „Negative-Preise-Speicher" amortisiert sich in den meisten Fällen nicht innerhalb der üblichen Abschreibungszeiträume. Erst die Kombination mit Regelenergie, Intraday-Handel oder Eigenverbrauchsoptimierung macht Speicherprojekte für Anlagen über 100 kWp tragfähig.

F: Was passiert mit meiner Bestandsanlage, wenn die 20-jährige EEG-Förderung ausläuft?

Sie können die Anlage weiterbetreiben und den Strom direkt vermarkten. Die EEG-Förderung entfällt, die Einspeisung erfolgt zum Börsenpreis abzüglich Vermarktungskosten. In negativen Preisstunden erhalten Sie keine Erlöse. Für Anlagen, die in den nächsten Jahren aus der Förderung fallen, ist frühzeitige Planung sinnvoll — entweder mit Speicher-Nachrüstung, Direktbelieferung von Abnehmern oder gegebenenfalls Rückbau.

F: Gibt es einen Unterschied zwischen Solarpark und Gewerbedach bei der Neuregelung?

Die Neuregelung zu negativen Preisen unterscheidet nicht zwischen Freiflächen- und Dachanlagen. Entscheidend ist allein die installierte Leistung über 100 kWp. Gewerbebetriebe mit großem Dach haben allerdings den Vorteil, dass sie den Strom auch selbst verbrauchen können — das schützt vor den Effekten negativer Börsenpreise.

F: Wird die EEG-Umlage durch das Solarspitzengesetz beeinflusst?

Nein. Die EEG-Umlage wurde bereits 2022 abgeschafft und aus dem Bundeshaushalt finanziert. Das Solarspitzengesetz hat darauf keinen Einfluss.

F: Gilt die Neuregelung nur für Photovoltaik oder auch für Windkraft?

Die Neuregelung des Solarspitzengesetzes betrifft in ihrer schärfsten Form Photovoltaikanlagen. Bei Windkraftanlagen gab es bereits zuvor ähnliche Mechanismen. Die Gesetzesänderung ist Teil einer schrittweisen Angleichung der Förderlogik über alle erneuerbaren Technologien hinweg.

F: Lohnen sich neue Solarparks unter diesen Bedingungen überhaupt noch?

Das kommt darauf an. Ja — wenn Standort, Finanzierung und Vermarktungsstrategie zusammenpassen. Solarparks mit guten Standorten, professionellem Einspeisemanagement und idealerweise integriertem Speicher können weiterhin wirtschaftlich betrieben werden. Die Margen sind schmaler geworden, die Eintrittshürde höher. Projekte, die nur unter der Annahme durchgehend garantierter Vergütung kalkuliert wurden, stehen auf unsicherem Fundament.

F: Kann ich als Betreiber einer 200-kWp-Anlage den Strom einfach abregeln, wenn die Preise negativ sind?

Technisch ist Abregelung möglich, und sie wird in manchen Fällen die wirtschaftlich sinnvollste Option sein. Allerdings müssen Sie dann die entgangene Einspeisevergütung gegen die Kosten der Abregelung abwägen. Bei Freiflächenanlagen ist Abregelung verlustfrei. Problematisch ist sie nur, wenn Sie auf den Strom für den Eigenverbrauch angewiesen sind.

F: Welche Alternativen zur Volleinspeisung gibt es für Anlagen über 100 kWp?

Drei Hauptoptionen: Erstens Eigenverbrauch — der produzierte Strom wird selbst genutzt, was vor allem für Gewerbe mit hohem Tagesverbrauch attraktiv ist. Zweitens Direktbelieferung über Power Purchase Agreements (PPAs) — hier wird der Strom direkt an einen Abnehmer verkauft, zu vorher vereinbarten Konditionen. Drittens Speicherung und zeitversetzte Einspeisung — mit den oben diskutierten wirtschaftlichen Einschränkungen. In der Praxis wird meist eine Kombination aller drei Optionen die robusteste Lösung sein.

Fazit

Das Solarspitzengesetz ist kein radikaler Bruch, aber eine deutliche Kurskorrektur. Es beendet die Ära, in der Photovoltaik eine garantiert planbare Renditequelle war — zumindest für Anlagen über 100 kWp.

Die Kernlogik des Gesetzes — wer zu Zeiten einspeist, in denen der Strom nichts wert ist, bekommt nichts — ist marktwirtschaftlich nachvollziehbar. Sie setzt Anreize in die richtige Richtung: Speicher, Lastverschiebung, Eigenverbrauch. Gleichzeitig ist die Umsetzung hart an der Grenze des wirtschaftlich Zumutbaren, vor allem für Projekte, die ohnehin schon mit knappen Margen kalkulieren mussten.

Für bestehende Anlagen in der laufenden EEG-Förderung ändert sich der Vergütungssatz nicht. Die eigentliche Bewährungsprobe steht noch bevor: wenn die erste Generation großer PV-Anlagen ab 2024 aus der 20-jährigen EEG-Förderung fällt und unter den neuen Direktvermarktungsbedingungen weitermachen muss.

Wer heute eine Anlage über 100 kWp plant, sollte nicht mit garantierten Vergütungssätzen rechnen, sondern mit Szenarien. Das Gesetz belohnt Flexibilität. Wer starr auf Maximalkilowattstunden optimiert, verliert. Wer Produktion, Speicherung und Vermarktung als Einheit denkt, kann bestehen.

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