Seit wann gilt das Solarspitzengesetz 2025?
Am 25. Februar 2025 ist das sogenannte „Solarspitzengesetz“ in Kraft getreten. Es stellt einen bedeutenden regulatorischen Schritt für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland dar. Ziel des Gesetzes ist es, Marktverzerrungen durch negative Strompreise zu reduzieren, die Systemintegration von Photovoltaik-Anlagen zu verbessern und Flexibilitätsoptionen wie Batteriespeicher gezielt zu fördern. Die neuen Regelungen betreffen sowohl Neuanlagen als auch bestimmte Bestandsanlagen und bringen zahlreiche Änderungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit sich.
Der Gesetzgebungsprozess begann im August 2024 mit dem ersten Referentenentwurf. Nach überarbeiteten Fassungen im Oktober und Dezember sowie der zweiten Lesung im Bundestag am 31. Januar 2025 erfolgte die Zustimmung durch den Bundesrat am 14. Februar. Mit der Veröffentlichung im Bundesgesetzblatt am 24. Februar trat das Gesetz schließlich einen Tag später in Kraft.
Was ändert sich im EEG durch das Solarspitzengesetz?
Eine zentrale Änderung ist die Einführung des Viertelstundenkontrakts als neue Grundlage für die Berechnung der Spotmarktpreise (§ 3 Nr. 42a EEG). Bislang wurden die Day-Ahead-Spotmarktpreise als Stundenkontrakte gebildet. Zur besseren Abbildung der Marktbedingungen werden nun jedoch Viertelstunden als Bezugsgröße herangezogen. Diese Umstellung betrifft auch die Ermittlung von Monats- und Jahresmarktwerten. Sie wird schrittweise mit der Einführung eines 15-Minuten-Day-Ahead-Markts umgesetzt. Ursprünglich war die Einführung der 15-Minuten Produkte für den 11. Juni 2025 geplant. Allerdings wurde dieser Termin auf den 30. September 2025 verschoben, der erste Handelstag ist dann der 1. Oktober. Für Bestandsanlagen bleibt die Stundenlogik vorerst erhalten.
Besonders weitreichend ist auch die Neuregelung des § 51 EEG. Für Neuanlagen ab 100 kWp, die nach Inkrafttreten des Gesetzes bezuschlagt oder in Betrieb genommen wurden, entfällt die EEG-Vergütung bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis (aktuell also ab der ersten Stunde mit negativem Day-Ahead-Preis, zukünftig bereits ab der ersten Viertelstunde). Bei Bestandsanlagen bleibt es zunächst bei der bisherigen Regelung der ganzen Stundenblöcke. Allerdings wird auch hier künftig das arithmetische Mittel über vier aufeinanderfolgende Viertelstunden zur Beurteilung herangezogen. Bestandsanlagen können freiwillig in das neue System wechseln, sofern sie über ein intelligentes Messsystem verfügen. Als Anreiz wird der anzulegende Wert um 6 €/MWh erhöht.
Welche neuen Anforderungen aus dem Solarspitzengesetz gelten für die Direktvermarktung?
Die Anforderungen an die Fernsteuerbarkeit von Anlagen wurden praxisnäher ausgestaltet. Die Pflicht zur Fernsteuerung greift nun nicht mehr unmittelbar, sondern erst ab dem zweiten Kalendermonat nach der erstmaligen Einspeisung bzw. der Meldung durch den Direktvermarkter. Für viele kleinere Betreiber ist das eine spürbare Erleichterung.
Eine weitere zentrale Regelung ist, dass künftig auch eine vollständige ferngesteuerte Abschaltbarkeit genügt, um die technischen Anforderungen zu erfüllen. Insbesondere bei älteren Bestandsanlagen kann dies den Aufwand deutlich reduzieren. Ab dem Jahr 2028 ist zudem der flächendeckende Einsatz intelligenter Messsysteme (Smart Meter) verpflichtend. Ziel ist es, Flexibilitätspotenziale besser zu erfassen und eine automatisierte Steuerung netzdienlicher Verhaltensweisen zu ermöglichen.
Im Sinne eines besseren Vollzugs sind Direktvermarkter außerdem verpflichtet, Verstöße gegen gesetzliche Anforderungen proaktiv dem Netzbetreiber zu melden. Betreiber müssen bei Verstößen rasch reagieren, andernfalls kann eine direkte Weitergabe an den Netzbetreiber erfolgen.
Wie wird der Netzanschluss durch das Solarspitzengesetz neu geregelt?
Zur Reduzierung von Einspeisespitzen wurde eine neue Grenze für kleine Neuanlagen eingeführt. Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von unter 100 kWp dürfen, sofern kein intelligentes Messsystem installiert ist, künftig nur noch 60% ihrer installierten Leistung einspeisen, um eine Einspeisevergütung zu erhalten. Damit reagiert der Gesetzgeber auf Netzengpässe, die insbesondere durch kleinere PV-Anlagen bei hoher Gleichzeitigkeit auftreten können.
Zudem wurde eine neue Verordnungsermächtigung geschaffen, um ein systemdienliches Verhalten von EEG-geförderten Anlagen sicherzustellen. So soll es künftig möglich sein, die Einspeisung temporär zu begrenzen, wenn dies zur Stabilisierung des Stromsystems erforderlich ist. Auch die rechtliche Grundlage für eine physische Trennung vom Netz bei gravierenden Pflichtverstößen, etwa bei Verstößen gegen Fernsteuerungsvorgaben, wurde gestärkt.
Netzbetreiber sind künftig verpflichtet, nach Einigung über den Netzverknüpfungspunkt innerhalb von vier Wochen eine eindeutige alphanumerische Bezeichnung zu übermitteln. In der Praxis dürfte es sich hierbei meist um die MaLo-ID handeln – auch wenn dies rechtlich noch nicht abschließend geklärt ist.
Was bedeutet das Solarspitzengesetz für Batteriespeicher und Co-Location-Projekte?
Das Gesetz bringt wesentliche Änderungen für Batteriespeicher mit sich. Das zuvor geplante Wechselmodell aus dem Solarpaket wurde gestrichen. Stattdessen gilt nun das bisherige Ausschließlichkeitsprinzip in Kombination mit dem neu eingeführten Abgrenzungsprinzip gemäß §19 EEG. Dadurch ist es künftig möglich, dass z.B. eine bestimmte produzierte Strommenge eines PV-Parks ihre förderfähige Grünstromqualität behält, auch wenn sie in einem co-located „grauen“ Speicher (mit Netzbezug) zwischengespeichert wird – sowohl in Bezug auf die EEG-Förderung als auch auf Herkunftsnachweise. Die genaue Definition und Berechnung dieser förderfähigen Menge soll bis spätestens Juni 2026 von der Bundesnetzagentur festgelegt werden.
Auch für Co-Location-Projekte schafft das Gesetz neue rechtssichere Rahmenbedingungen. Mit der Einführung von § 8a EEG sind sogenannte „flexible Netzanschlussvereinbarungen“ mit dem Anschlussnetzbetreiber nun explizit möglich. Diese erlauben temporäre oder dauerhafte Überschreitungen der Anschlussleistung, sofern der Betreiber selbst sicherstellt, dass die maximal zulässige Einspeisung nicht überschritten wird. Das sogenannte „Cable Pooling“ wird damit regulatorisch erleichtert, die Verantwortung bleibt jedoch bei den Betreibern.
Welche Änderungen ergeben sich im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)?
Die ursprünglich geplanten Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz zur Regelung von Redispatch 2.0 (RD2.0) wurden im Laufe des Gesetzgebungsverfahrens komplett verworfen. Stattdessen läuft parallel eine Konsultation der Bundesnetzagentur zur Weiterentwicklung dieser Anforderungen, insbesondere im Hinblick auf Testabrufe und Fernsteuerbarkeit. Eine Stellungnahme zu den Festlegungsentwürfen ist bis zum 13. Juni 2025 möglich.
Welche Chancen ergeben sich durch das Solarspitzengesetz?
Das Solarspitzengesetz 2025 ist ein deutliches Signal für mehr Marktintegration und Systemverantwortung im EEG. Negative Strompreise sollen nicht länger durch starr geförderte Einspeisung verstärkt werden, sondern durch mehr Flexibilität und intelligente Steuerung gezielt abgefangen werden. Für Betreiber von PV-Anlagen, Direktvermarkter, Speicherhersteller und Netzbetreiber entstehen dadurch neue Chancen – aber auch neue Pflichten. Wer frühzeitig in Steuerungstechnik, flexible Vermarktungskonzepte und Speicherlösungen investiert, kann sich Vorteile im künftigen Marktdesign sichern.
Batteriespeicher spielen dabei eine Schlüsselrolle – sowohl zur wirtschaftlichen Nutzung von Preisspreads als auch als Instrument für Systemstabilität und Versorgungssicherheit. Die kommenden Monate werden zeigen, wie schnell sich die Praxis an die neuen Rahmenbedingungen anpasst und wo noch Klärungsbedarf besteht.
