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Die wichtigsten Erkenntnisse aus diesem Artikel:
Seit Februar 2025 gelten neue Spielregeln für die Einspeisung von Solarstrom. Für gewerbliche und industrielle Projekte verschieben sie Parameter, die direkt in die Wirtschaftlichkeitsrechnung wandern.
Gleichzeitig ist die Rechtslage in Bewegung wie selten. Zwei Verfahren laufen parallel, eines davon greift die Vergütungsgrundlage jedes Projekts an, das ab 2027 in Betrieb geht. Und in der Fachpresse kursiert ein Solarpaket II, das viele Quellen als beschlossen darstellen, obwohl es das nicht ist.
Dieser Artikel trennt drei Ebenen. Was heute gilt. Was im Verfahren steckt und deshalb in dein Szenario gehört. Und was reine Ankündigung ist.
Was das Solarspitzengesetz regelt
Offiziell heißt es "Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen", verkündet im BGBl. 2025 I Nr. 51 und in Kraft seit dem 25. Februar 2025.
Der Anlass ist messbar. Photovoltaik erreichte 2025 laut Statistischem Bundesamt 70,1 Milliarden Kilowattstunden und damit 16,0 Prozent der inländischen Stromproduktion, ein Höchstwert seit Beginn der Erhebung 2018. An sonnigen Mittagen erzeugen die Anlagen mehr Strom, als gleichzeitig verbraucht wird. Die Folge sind negative Börsenpreise. 2025 waren das rund 573 Stunden, etwa sechs Prozent des Jahres.
Bis dahin bestand ein Fehlanreiz. Betreiber erhielten auch bei negativen Preisen ihre feste Vergütung und speisten weiter ein. Netzbetreiber mussten abregeln, die Kosten trugen alle Stromkunden.
Nullvergütung bei negativen Preisen, mit teilweiser Nachholung
Fällt der Day-Ahead-Preis ins Negative, entfällt der Zahlungsanspruch für Neuanlagen ab 2 kWp ab der ersten negativen Viertelstunde (§ 51 EEG). Die frühere Karenz von drei beziehungsweise vier Stunden ist weggefallen.
Über den Kompensationsmechanismus nach § 51a EEG werden die Viertelstunden ohne Vergütung gezählt und nach Ablauf des regulären Vergütungszeitraums als zusätzliche Monate angehängt. Wichtig für die Kalkulation: Für Solaranlagen gilt dabei ein reduzierter Anrechnungsfaktor. Es wird also nur ein Teil der Ausfälle später ausgeglichen, nicht die volle Menge.
Für dein Modell heißt das zweierlei. Der Barwert sinkt, weil der ausgeglichene Anteil rund zwanzig Jahre nach hinten rutscht. Und ein Rest bleibt endgültig aus. Wer die Nachholung als vollständige Kompensation einpreist, rechnet zu optimistisch. Wer sie ganz ignoriert, zu konservativ.
Die 60-Prozent-Grenze trifft nicht jedes C&I-Projekt
Hier lohnt genaues Hinsehen, denn diese Regel wird in der Praxis regelmäßig falsch zugeordnet.
Nach der Clearingstelle EEG|KWKG gilt die Begrenzung auf 60 Prozent der installierten Leistung für Anlagen mit weniger als 100 kW, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, und zwar bis zum Einbau von intelligentem Messsystem und Steuerungseinrichtung und bis zur erstmaligen erfolgreichen Testung auf Ansteuerbarkeit.
Entscheidend ist der zweite Teil der Regel. Sie betrifft nur Anlagen, die der Einspeisevergütung oder dem Mieterstromzuschlag zugeordnet sind (§ 9 Abs. 2 EEG). Ordnest du die Anlage der Marktprämie oder der sonstigen Direktvermarktung zu, besteht keine Pflicht zur Begrenzung.
Für die Praxis bedeutet das eine klare Zweiteilung:
| Projekttyp | 60-Prozent-Regel | Nullvergütung bei negativen Preisen | Fernsteuerbarkeit |
|---|---|---|---|
| Unter 100 kWp, Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag | Greift, bis iMSys und Steuerungseinrichtung eingebaut und erfolgreich getestet sind | Greift ab 2 kWp | Pflicht ab 25 kWp |
| Unter 100 kWp, Marktprämie oder sonstige Direktvermarktung | Greift nicht | Greift | Pflicht |
| Ab 100 kWp | Greift nicht | Greift | Pflicht |
Grundlage: § 9 Abs. 2 EEG 2023 sowie Häufige Rechtsfrage Nr. 70 der Clearingstelle EEG|KWKG. Stand: August 2026.
Wenn du also überwiegend Anlagen ab 100 kWp planst, ist die 60-Prozent-Debatte für dich weitgehend gegenstandslos. Relevant wird sie im Segment kleinerer Gewerbedächer, die in der Einspeisevergütung bleiben. Auch dort ist sie eine Übergangsphase, deren Länge das Projektteam über die Messtechnik selbst beeinflusst.
Und noch eine Einordnung, die im Kundengespräch hilft: Die Begrenzung wirkt auf die Leistung, nicht auf die Menge. Gekappt wird nur, was über 60 Prozent der Maximalleistung hinausgeht. Der Eigenverbrauch bleibt unberührt.
Messtechnik und Fernsteuerbarkeit
Die Pflicht zu intelligentem Messsystem und Steuerungseinrichtung greift ab 7 kWp. Für Anlagen ab 100 kWp und für alle Anlagen in der Direktvermarktung gilt die Fernsteuerungspflicht unverändert (SMA zu § 9 EEG).
Zwei Dinge werden dabei unterschätzt. Erstens die Vorlaufzeit beim grundzuständigen Messstellenbetreiber. Melde den Bedarf früh an. Zweitens die Konnektivität: Das iMSys braucht eine Anbindung über Mobilfunk oder Breitband, um Steuerbefehle zu empfangen. Bei Industriestandorten in Randlagen ist das kein Selbstläufer.
Ohne diese Technik verlierst du außerdem den Anspruch auf die Nachholung nach § 51a, weil die Ausfall-Viertelstunden gar nicht erst sauber registriert werden können.
Was sich für C&I-Projekte wirklich ändert
Der Hebel liegt nicht bei der 60-Prozent-Regel, sondern bei den Nullvergütungsstunden. Und die treffen große Anlagen härter als kleine, aus drei Gründen.
Sie speisen große Mengen ein. Anders als bei kleinen Eigenverbrauchsanlagen landet bei C&I-Dächern ein größerer Anteil der Erzeugung tatsächlich im Netz. Genau dieser Anteil ist von der Nullvergütung betroffen.
Sie sind ohnehin in der Direktvermarktung. Damit greift die Nullvergütungsregel sofort und ohne Übergangsfenster.
Ihre Wirtschaftlichkeit wird gerechnet, nicht geschätzt. C&I-Anlagen sind Investitionsprojekte mit Renditezielen. Wer 573 Nullvergütungsstunden pro Jahr und den reduzierten Anrechnungsfaktor nicht abbildet, überschätzt die Erträge und merkt es erst im Betrieb.
Die gute Nachricht liegt nicht in der Höhe des Verlusts, sondern in seiner Steuerbarkeit. Unvergütete Stunden lassen sich in Eigenverbrauch oder Speicherladung umlenken. Wer das von Anfang an mitplant, fährt oft besser als vor der Gesetzesänderung, weil Überschüsse nicht mehr verschenkt werden.
Drei Stellhebel in der Auslegung
1. Vermarktungsform vor der Speicherdimensionierung klären
Ab 100 kW ist die Direktvermarktung Pflicht. Darunter ist sie eine Entscheidung mit Folgen, denn die beiden Wege führen zu unterschiedlichen Speicherstrategien.
Bei Einspeisevergütung zählt der Eigenverbrauchsanteil. Flexible Verbraucher wie Kälteanlagen, Wärmepumpen oder Ladepunkte wandern in die Mittagsstunden oder werden über den Speicher bedient. Dafür greift die 60-Prozent-Begrenzung bis zur fertigen Messtechnik.
Bei Direktvermarktung entfällt diese Begrenzung, dafür kommen Marktpreischancen dazu. Erst hier wird der Speicher vom reinen PV-Puffer zum aktiven Ertragsbringer.
Diese Entscheidung steht allerdings unter Vorbehalt, denn genau hier setzt die laufende EEG-Novelle an. Dazu weiter unten mehr.
2. Overplanting statt Kappung
Wo die 60-Prozent-Begrenzung greift, ist die naheliegende Umsetzung ein entsprechend konfigurierter Wechselrichter. Interessanter ist die Overplanting-Strategie: mehr PV-Module installieren als Wechselrichterleistung. Der Wechselrichter begrenzt die Einspeisespitze, ein DC-seitig angebundener Speicher nimmt die überschüssige Erzeugung auf. Die Module arbeiten häufiger am Maximum, ohne das Netz zusätzlich zu belasten.
3. Den Speicher aus dem Lastgang heraus dimensionieren
Eine Faustformel für die richtige Speichergröße gibt es nicht, und wer eine anbietet, hat den Lastgang nicht angesehen. Was die Dimensionierung bestimmt, sind vier Größen: die Überschussleistung zur Mittagszeit, die Dauer der Überschussfenster über das Jahr, der parallele Bedarf aus Peak Shaving und die Frage, wie viel State of Charge du für welchen Zweck reservierst.
Genauso wichtig wie die Größe ist die Ansteuerung. Mit Solar- und Lastprognosen entlädt der Speicher gezielt vor Mittag und schafft Platz für den Solarpeak. Ohne diese vorausschauende Steuerung ist er genau dann voll, wenn er gebraucht wird.
Der Fehler, der die meiste Rendite kostet
Wer Speicher für Peak Shaving auslegt und PV-Überschusspufferung danach draufrechnet, bekommt ein Ergebnis, das im Betrieb nicht hält. Beide Anwendungen greifen auf dieselbe Kapazität zu, aber zu unterschiedlichen Zeiten und mit unterschiedlicher Dringlichkeit.
Rechnest du sequenziell, legst du zuerst eine Peak-Shaving-Reserve fest und optimierst den Rest für PV. Das Ergebnis ist systematisch zu klein oder zu groß, je nachdem, welchen Anwendungsfall du zuerst gerechnet hast. Denn die optimale Reserve für Peak Shaving hängt davon ab, wie oft der Speicher mittags ohnehin gefüllt wird. Und die optimale PV-Pufferkapazität hängt davon ab, wie viel Reserve das Peak Shaving wirklich braucht. Beide Größen bedingen einander.
Sauber wird es erst, wenn die Optimierung beide Ziele gleichzeitig über dasselbe Viertelstundenraster löst. Dann entscheidet das Modell je Intervall, welcher Nutzen größer ist, statt eine Rangfolge zu erben, die jemand vorher gesetzt hat.
Wie die Dimensionierungslogik im Detail funktioniert, haben wir im Beitrag zu Strategie und Dimensionierung aufgeschlüsselt.
Betrieb: Was ein gutes EMS bei negativen Preisen tut
Die eigentliche Optimierung findet im Betrieb statt. An sonnigen Wochenenden und Feiertagen im Sommer fallen die Börsenpreise für einige Stunden ins Negative. Ohne Gegenmaßnahmen erhält die Anlage keine Vergütung. In der Direktvermarktung wird sie unter Umständen aktiv abgeregelt, weil der Strom für den Vermarkter unverkäuflich ist.
Ein Energiemanagementsystem hat drei Hebel.
Negative Preise antizipieren. Moderne EMS lesen Preisprognosen aus Strombörsen oder dynamischen Tarifen aus. Sind für den Folgetag negative Preise absehbar, entlädt das System den Speicher vorher gezielt, damit er im kritischen Fenster Aufnahmekapazität hat.
Lasten verschieben. C&I-Betriebe haben flexible Prozesse. Kälteanlagen lassen sich vorkühlen, Produktionsschritte vorziehen, Power-to-Heat wandelt Überschüsse in nutzbare Wärme. Aus einer unvergüteten Einspeisekilowattstunde wird eine Kilowattstunde, die Netzbezug ersetzt.
Arbitrage nutzen. In der Direktvermarktung kann das EMS bei stark negativen Preisen zusätzlichen Netzstrom aufnehmen, zwischenspeichern und bei positiven Preisen wieder einspeisen.
Ob das trägt, hängt an drei Normen. § 19 Abs. 3b EEG regelt, welcher Anteil des ausgespeicherten Stroms als förderfähiger EEG-Strom gilt und welcher als Netzstrom. § 21 EnFG entscheidet über die Umlagenbehandlung der zwischengespeicherten Mengen. § 118 Abs. 6 EnWG regelt die befristeten Netzentgeltbefreiungen für Stromspeicher.
Der Privilegierungsrahmen steht, die operative Ausprägung auf der Netzentgeltseite ist noch nicht abschließend geklärt. Welche Mengen unter welcher Messbedingung sauber abgegrenzt werden, regelt das Messverfahren MiSpeL, das wir in einem eigenen Artikel aufgeschlüsselt haben. Ohne belastbares Messkonzept bleibt der Arbitrage-Case eine Modellrechnung.
Ein vereinfachtes Rechenbeispiel
Modellfall mit offengelegten Annahmen, keine Kundenreferenz.
Annahmen: 200 kWp PV in der Direktvermarktung, 200 kWh nutzbare Speicherkapazität, 100 kW Lade- und Entladeleistung. Sonniger Julisonntag, Negativpreisfenster von 12 bis 14 Uhr bei minus 50 Euro pro MWh. PV-Erzeugung im Fenster 300 kWh, Sonntagsgrundlast 40 kW, also 80 kWh. Arbeitspreis für Netzbezug inklusive Netzentgelte 22 Cent pro kWh, Roundtrip-Wirkungsgrad 90 Prozent.
Ohne EMS: Der Speicher ist vormittags durch PV vollgelaufen und nimmt nichts mehr auf. 220 kWh gehen zur Nullvergütung ins Netz.
Mit EMS: Bis 11 Uhr entlädt das System den Speicher über interne Verbraucher auf 30 Prozent, das schafft 140 kWh Aufnahmekapazität. Die Vorkühlung der Kühlhäuser bindet weitere 40 kWh. Im Fenster wandern 180 kWh in Speicher und Prozess, 40 kWh gehen ins Netz.
Ergebnis: 180 statt 0 kWh abgefangen, also 82 Prozent des Überschusses. Am Montag ersetzen die gespeicherten 140 kWh nach Wirkungsgradverlusten 126 kWh Netzbezug, das entspricht rund 28 Euro. Dazu kommt der Teil der Vergütung, der sonst über den reduzierten Anrechnungsfaktor endgültig ausgefallen wäre.
Ein einzelnes Ereignis bewegt also überschaubar viel. Das ist der ehrliche Befund. Der Hebel entsteht durch Häufigkeit, bei 573 Negativpreisstunden im Jahr, und dadurch, dass dieselbe Steuerlogik ganzjährig auch auf Peak Shaving und Beschaffung wirkt. Wer Speicher allein mit Negativpreisstunden begründet, verkauft einen dünnen Case.
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Was gerade im Verfahren ist
EEG-Novelle: Die feste Einspeisevergütung soll ab 2027 enden
Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Regierungsentwurf der EEG-Novelle gemeinsam mit einem Netzanschlusspaket beschlossen (Einordnung bei ARQIS). Am 14. August 2026 ging er als Bundesrats-Drucksache 470/26 ein. Die nächste Plenarsitzung des Bundesrats ist für den 25. September 2026 angesetzt, eine Lesung im Bundestag hat noch nicht stattgefunden.
Der Entwurf sieht vor, die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen zum 1. Januar 2027 zu beenden. Die Direktvermarktung wird zum Regelfall. Für kleinere Anlagen ist eine befristete Übergangszahlung vorgesehen, längstens bis zum 36. Monat nach Inbetriebnahme. Wer weiterhin Erlöse für eingespeisten Strom erzielen will, muss danach in die Direktvermarktung wechseln, alternativ bleibt die unentgeltliche Abnahme durch den Netzbetreiber. Bestandsanlagen bleiben geschützt, wer bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, behält die zugesagte Vergütung über die volle Laufzeit.
Treiber des engen Zeitplans ist das Beihilferecht: Die Genehmigung des geltenden Fördersystems durch die EU-Kommission läuft zum Jahresende 2026 aus.
Wichtig: Das ist ein Regierungsentwurf, kein geltendes Recht. Bundestag und Bundesrat müssen zustimmen, die Förderregelungen stehen zusätzlich unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung. Bis zum Inkrafttreten gilt das EEG vollständig weiter.
Was du daraus machst: Jedes Projekt mit geplanter Inbetriebnahme ab 2027 braucht ein zweites Szenario ohne feste Vergütung. Nicht als Prognose, sondern als Bandbreite.
AgNes: Aus dem Leistungspreis wird ein Kapazitätspreis
Die Bundesnetzagentur hat am 6. August 2026 den vollständigen Festlegungsentwurf zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom veröffentlicht und die finale Konsultation gestartet (Pressemitteilung). Stellungnahmen sind bis zum 18. September 2026 möglich, der Erlass soll noch 2026 erfolgen, konkretisierende Folgefestlegungen kommen 2027.
Ab dem 1. Januar 2029 ersetzt die Festlegung die Stromnetzentgeltverordnung, die zum Jahresende 2028 außer Kraft tritt. Der Kern: Bezahlt wird künftig Kapazität statt Lastspitze. Für Speicherprojekte hat der Entwurf zudem den Vertrauensschutz nachgebessert.
Das verschiebt das klassische Peak-Shaving-Geschäftsmodell und damit optimale Speichergrößen. Jeder Business Case mit Laufzeit über 2029 hinaus rechnet aktuell mit Netzentgelten, die es dann so nicht mehr gibt.
Und das Solarpaket II?
Zum Solarpaket II kursieren sehr konkrete Behauptungen. Es sei Ende 2024 beschlossen worden und seit 2025 wirksam. Oder es trete zum 1. Juli 2026 in Kraft.
Beides trifft nicht zu. Stand August 2026 ist das Solarpaket II ein politisch angekündigtes Vorhaben ohne verabschiedeten Text und ohne Datum. Zu unterscheiden ist es vom Solarpaket I, das am 26. April 2024 beschlossen wurde und seit dem 16. Mai 2024 gilt.
Inhaltlich soll es an vier Stellen ansetzen: Bürokratieabbau beim Netzanschluss, Energy Sharing, bessere Speicherintegration und eine schrittweise Ausweitung der Direktvermarktung.
Der Unterschied zur EEG-Novelle ist praktisch relevant. Die EEG-Novelle liegt als Drucksache beim Bundesrat, hat einen Zeitplan und einen konkreten Text. Sie gehört als Szenario in deine Rechnung. Das Solarpaket II gehört auf die Beobachtungsliste.
Was das für die Praxis heißt
Das Solarspitzengesetz bremst gewerbliche PV-Projekte nicht. Es verschiebt, woraus die Wirtschaftlichkeit entsteht. Nicht mehr die maximale Einspeisemenge entscheidet, sondern wie gut ein System Überschüsse abfängt, verschiebt und zum richtigen Zeitpunkt verwertet.
Drei Punkte für deine nächsten Projekte:
- Prüfe zuerst, welche Regel überhaupt greift. Anlagengröße und Vermarktungsform entscheiden darüber, ob die 60-Prozent-Begrenzung für dein Projekt relevant ist oder nicht.
- Rechne die Nachholung nach § 51a nicht als vollen Ausgleich. Der reduzierte Anrechnungsfaktor gehört ins Modell.
- Rechne in Szenarien, nicht in einem Stand. Geltendes Recht als Basis, EEG-Novelle und AgNes als Varianten.
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