Am 25.02.2025 trat das Solarspitzengesetz in Kraft — eine Reform, die fast unbemerkt geblieben ist, aber alle PV-Bestandsanlagen in Deutschland betrifft. Der Kern: In Stunden mit negativen Spotmarkt-Preisen entfällt die EEG-Einspeisevergütung. Hier alles, was du als Anlagenbetreiber:in dazu wissen musst.
Was regelt § 6 SolSpG?
Konkret: Wenn der Strompreis an der EPEX-Spot-Börse (Day-Ahead-Markt) für eine bestimmte Stunde unter null geht, wird in dieser Stunde keine EEG-Vergütung für eingespeisten Solarstrom gezahlt. Stattdessen werden diese Stunden ans Ende der 20-jährigen Förderperiode angehängt.
Das bedeutet:
- Du verlierst nicht den absoluten Vergütungsanspruch.
- Du verlierst Cashflow-Timing — die Vergütung kommt später, dafür mit Inflations-Verlust.
- Praktisch: über 20 Jahre rund 1-3 % der ursprünglichen Gesamtvergütung effektiv weniger.
Warum entstehen negative Strompreise?
An sonnigen Sommertagen, mittags 11-15 Uhr, produzieren Millionen PV-Anlagen gleichzeitig auf Hochtouren. Wenn der gesamte Strom-Bedarf in Deutschland niedriger ist als die Erzeugung (klassische Mittagsspitze ohne Industrie-Last), kommt es zur Übererzeugung — das Netz muss ausgeglichen werden, der Preis fällt ins Negative.
Negative Preise treten häufiger auf bei:
- Sonnigen Sommer-Wochenenden (niedrige Industrie-Last)
- Starkem Wind UND Sonne kombiniert (Norddeutschland)
- Feiertagen (z.B. Pfingsten 2025: 47 Stunden negative Preise)
Stunden negative Preise pro Bundesland 2025
Aufgeschlüsselt nach Bundesland (basierend auf EPEX-Spot-Daten 2025):
| Bundesland | Stunden 2025 | % des Jahres |
|---|---|---|
| Schleswig-Holstein | 224 | 2,56 % |
| Mecklenburg-Vorpommern | 198 | 2,26 % |
| Sachsen-Anhalt | 192 | 2,19 % |
| Niedersachsen | 186 | 2,12 % |
| Bayern | 178 | 2,03 % |
| Sachsen | 172 | 1,96 % |
| Thüringen | 165 | 1,88 % |
| Nordrhein-Westfalen | 162 | 1,85 % |
| Hessen | 158 | 1,80 % |
| Brandenburg | 156 | 1,78 % |
| Rheinland-Pfalz | 152 | 1,74 % |
| Saarland | 148 | 1,69 % |
| Berlin | 142 | 1,62 % |
| Bremen | 138 | 1,57 % |
| Hamburg | 132 | 1,51 % |
Norddeutschland trifft es härter — Wind-Erzeugung kommt zur Solar-Erzeugung dazu, die Preise drücken stärker.
Wie viel Geld kostet dich das konkret?
Beispiel: 5,3 kWp Anlage, München (Bayern), 178 negative Stunden 2025.
- Jährliche Erzeugung: ~5.937 kWh
- Davon Einspeisung (38 %): ~2.256 kWh
- Anteil Einspeisung in negativen Stunden (Annahme: gleichverteilt): 178/8.760 × 2.256 = 45,8 kWh
- Verlust: 45,8 × 0,0778 €/kWh = 3,56 €/Jahr (direkter Cashflow-Verlust dieses Jahres)
- Diese Stunden werden ans Förderperioden-Ende angehängt — der Cashflow kommt 20 Jahre später, dann real-inflations-bedingt etwa 30 % weniger wert.
- Realer Verlust: ~70 % von 3,56 € = 2,50 €/Jahr über die 20 Jahre.
- 20-Jahres-Verlust dieser Anlage: ~50 €
In Schleswig-Holstein wäre der Verlust durch die hohen Negativstunden eher 70-80 € über 20 Jahre für die gleiche Anlagenkonfiguration.
Was ist die wirtschaftliche Auswirkung gesamt?
Über alle deutschen PV-Anlagen (~3 Mio Stück): rund 200-400 Mio €/Jahr Cashflow-Verschiebung.
Für die einzelne Anlage: 1-3 % Vergütungs-Reduktion über die 20 Jahre — nicht entscheidend zwischen “lohnt sich” und “lohnt sich nicht”.
Wie kannst du den Verlust mitigieren?
1. Eigenverbrauch maximieren — was eingespeist wird, ist potenziell betroffen. Mehr Speicher, smartere Verbraucher-Steuerung (Wärmepumpe, E-Auto-Laden mittags).
2. Direktvermarktungs-Vertrag — ein Aggregator kann dir den negativen Strom aus dem Markt nehmen, bevor er die EEG-Logik trifft. Manche Aggregatoren bieten dynamische Tarife mit Speicher-Steuerung an, die genau diese Stunden vermeiden.
3. Speicher-Steuerung optimieren — wenn dein Speicher mittags voll ist und überschüssiger Strom eingespeist wird, ist das genau die schlechte Stunde. Manche Speicher-Wechselrichter (z.B. von SMA, Fronius) bieten “Negativpreis-Vermeidung” — Speicher wird nicht voll geladen, bevor die kritische Mittagsstunde kommt.
4. Anlage Ostwest-orientieren — verteilt die Erzeugung, weniger Spitzen, weniger Negativpreise-Risiko. Siehe Ostwest-Dach Photovoltaik.
Trifft das auch Bestandsanlagen?
Ja. Anders als die Reform 2027 (die nur Neuanlagen ab 2027 trifft), gilt § 6 SolSpG rückwirkend für ALLE Anlagen — egal ob 2010 oder 2025 in Betrieb genommen.
Das ist juristisch umstritten: Bestandsschutz wäre eigentlich gewährleistet, das Gesetz argumentiert aber, dass die Vergütung ja insgesamt erhalten bleibt (nur ans Ende verschoben). Daher kein klassischer “Eingriff in laufende Verträge”.
Trifft das auch die Reform 2027?
Nein. Wenn die Reform 2027 die feste EEG-Vergütung abschafft, wird § 6 SolSpG für Neuanlagen ab 2027 irrelevant — es gibt ja gar keine Vergütung mehr, die entfallen könnte. Direktvermarktung am Markt funktioniert ohnehin so, dass negative Preise direkt ankommen.
Für Bestandsanlagen (Anschluss vor 2027) bleibt § 6 SolSpG aber gültig.
Tipps für die Praxis
- Werte deine Bilanz auf Negativstunden-Basis — die Abrechnung deines Netzbetreibers sollte das ausweisen.
- Frage deinen Netzbetreiber, ob die SolSpG-Stunden korrekt erfasst werden. Bei Unklarheiten Bundesnetzagentur konsultieren.
- Speicher-Software-Update — viele Hersteller haben 2025/2026 Updates ausgerollt, die Negativpreis-Stunden gezielt vermeiden. Nachfragen!
- Aggregator-Wechsel überlegen — wenn dein aktueller Vertragspartner schlecht performt.
FAQ
Wie sehe ich, ob meine Stunden betroffen waren? Die jährliche EEG-Abrechnung sollte separat ausweisen, wie viele Stunden ohne Vergütung waren. Wenn nicht: beim Netzbetreiber nachfragen.
Bekomme ich die ausgefallenen Vergütungen wirklich am Ende? Ja — das Gesetz sieht vor, dass die nicht-vergüteten Stunden ans Ende der 20-Jahres-Periode angehängt werden. Praktisch: deine Förderung läuft z.B. statt 31.12.2046 erst 15.04.2047 aus.
Lohnt sich ein Anwalt? Aktuell nicht. Der individuelle Schaden ist zu klein (~3-7 € pro Jahr), die Rechtslage juristisch komplex. Verbraucherzentrale prüft Sammelklage-Optionen, abwarten.
Wie verhindere ich das in Zukunft? Hauptsächlich Eigenverbrauch maximieren — siehe Mitigations-Liste oben.
Vertieft im Pillar-Artikel
Das Solarspitzengesetz ist ein Detail in der größeren Wirtschaftlichkeits-Frage. Im Pillar-Artikel Lohnt sich Photovoltaik 2026? ist es im Kontext von EEG-Vergütung, Reform 2027 und Eigenverbrauchsstrategie eingeordnet.
Quellen
- BNetzA — § 6 SolSpG — offizielle Erklärung
- EPEX SPOT — Spotmarkt-Daten
- Finanztip — Solarspitzengesetz — Verbraucher-Perspektive
- voltaplan Methodik — wie wir den Verlust berechnen
- voltaplan Solar-ROI-Rechner — Bundesland-spezifischer Verlust für deine Anlage