Seit Dienstag, 25.02.2025 gilt das Solarspitzengesetz. Was war geplant? Was wird sich ändern?
Am 14.02.2025 wurde das „Solarspitzengesetz“ im Bundesrat verabschiedet. Es beinhaltet unter anderem Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz, im Messstellenbetriebsgesetz und im Erneuerbare-Energien-Gesetz. Nachdem es im Bundesgesetzblatt veröffentlich wurde, ist es am Dienstag, 25.02.2025 in Kraft getreten.
Was war geplant? Was wird sich ändern?
Im alten Gesetzesentwurf vom Oktober 2024 waren folgende Änderungen geplant, die nun gesetzlich verankert wurden:
1. Neue PV-Anlagen ohne intelligentes Messsystem (iMSys) zwischen 2 und 100 kWp dürfen nur 60% ihrer Nennleistung einspeisen. Sobald das iMSys installiert ist, entfällt diese Begrenzung zum Jahresbeginn des folgenden Jahres; ab diesem Zeitpunkt kann die Anlage bei negativen Strompreisen abgeregelt werden. Ein fairer Mechanismus regelt die anzuhängende Vergütungszeit nach den 20 Jahren. PV-Anlagen mit registrierender Lastgangmessung (RLM) oder iMSys bekommen bei einer Abregelung aufgrund negativer Börsenstrompreise die Ausfallentschädigung nach den 20 Jahren nachvergütet.
2. Bestehende ausgelastete Netzverknüpfungspunkte dürfen „überbaut“ werden. Eine Nutzung durch mehrere PV-Anlagenbetreibende ist möglich.
3. Marktdienlichkeit und Arbitragegewinne von Speichern sind durch drei verschiedene Modelle möglich (Optionen mit Mischstrom im Speicher erst nach der „Festlegung Bundesnetzagentur“ Ende 2025 bis Juni 2026).
4. Bidirektionale E-Autos werden EEG-rechtlich den bidirektionalen stationären Speichern 100 % gleichgestellt.
5. iMSys-Kosten sind ca. 30 – 40 €/a teurer als Herkömmliche, jedoch mit „Steuerbox/Netzgeldrückerstattung“ eventuell billiger.
6. PV-Mieterstrom mit Speicher, Strombilanzkreismodell und ganz allgemein größere Speicher (1 kWp zu 2 kWh bis 4 kWh) können Abregelungen weitgehend vermeiden.
7. Bestandsanlagen mit Inbetriebnahme vor Inkrafttreten des „Solarspitzengesetz“ behalten „Bestandsschutz“. Die Option besteht für eine Erhöhung der Einspeisevergütung in Höhe von 0,06 ct/kWh mit in den Abregelungsmechanismus mitaufgenommen zu werden.
Im alten Gesetzesentwurf vom Oktober 2024 waren folgende Änderungen geplant, die jetzt (noch) nicht kommen:
8. Schrittweise Absenkung der Direktvermarktungspflicht auf 90/75/25 kWp bis 2027.
9. Abregelungen von Neuanlagen in EEG-Vergütung unterhalb der neuen DV-Pflichtgrenzen auf 50 % der PV-Nennleistung.
10. Abregelung von Neuanlagen über der Direktvermarktungspflicht aber noch bis 100 kWp auf 30 % der PV-Nennleistung bis Ende 2027.
11. Energy Sharing als „Ergänzungsversorgung“ wird im EnWG ab 06/2026 möglich.
Welche Auswirkungen haben die Änderungen?
Die Auswirkungen des Solarspitzengesetzes – besonders die Abregelung zu negativen Strompreisstunden – variieren je nach Anlagentyp. PV-Anlagen mit Batteriespeicher sind weniger stark betroffen, da sie überschüssigen Strom speichern und später nutzen können. Auch Anlagen mit Überschusseinspeisung, die sich hauptsächlich durch den Eigenverbrauch des PV-Stroms refinanzieren, sind wirtschaftlich weniger beeinträchtigt. Volleinspeiseanlagen dagegen haben größere Einbußen zu verzeichnen – hier können die Ertragsverluste bis zu 15 % betragen.
Dennoch hat diese Entwicklung positive Effekte:
Die Netzdienlichkeit von PV-Anlagen und damit die Gewährleistung der Systemstabilität wird verbessert, da Stromspitzen in Zukunft vermieden, der Batterieausbau gestärkt wird und mehr Flexibilität auf der Lastseite angereizt wird. Das sorgte auch für umfassende Zustimmung der Sachverständigen während der Anhörung des Gesetzesentwurf. Langfristig wird dies zu einer stabileren und effizienteren Nutzung erneuerbarer Energien beigetragen.
