Klimaschutz- und Energieagentur Niedersachsen

Wer eine neue Solaranlage plant, hat seit Inkrafttreten des Solarspitzengesetzes veränderte Förderbedingungen:  

• Anlagen, bei denen (noch) kein Smart Meter verbaut ist, müssen ihre Einspeiseleistung auf 60 % der installierten Leistung begrenzen. 
• Anlagen ab 2 kWp mit Smart Meter erhalten keine Einspeisevergütung in Zeiten negativer Börsenstrompreise. Die entgangene Vergütung wird nach Ablauf der 20-jährigen Förderlaufzeit nachgezahlt. 

Wir haben für beide Szenarien – der Einspeisebegrenzung auf 60 % sowie der temporären Vergütungsaussetzung bei negativen Strompreisen – beispielhafte Berechnungen durchgeführt.

Szenario 1: Einspeisebegrenzung auf 60 %  

Die Einspeisebegrenzung betrifft Momente, in denen die PV-Anlage mehr als 60 % ihrer installierten Leistung erzeugt – also vor allem zur Mittagszeit an sonnigen Tagen. Morgens, abends oder im Winter, wenn die Leistung ohnehin niedriger ist, kann der erzeugte Strom weiterhin vollständig eingespeist werden. 

Wir haben den Effekt anhand einer 10-kWp-Anlage mit Südausrichtung in Hannover berechnet. Die Graphik zeigt die Erzeugung und maximale Einspeisung unserer Beispiel-Anlage an einem Sommertag: Zwischen 11-16 Uhr liegt die Produktionsleistung der PV-Anlage über dem Schwellenwert von 60 %, im Beispiel bei 6 kWh. Zu allen anderen Zeiten kann der vollständige erzeugte Strom eingespeist werden. Selbst an diesem sonnigen Tag wird nur ein kleiner Teil der produzierten Leistung abgeregelt: auf den Tag gesehen rund 13,5 %. 

Um den Einfluss der Abregelung abzuschätzen, muss zunächst der zu erwartende Ertrag berechnet werden. Der Ertrag ist abhängig von der Anlagengröße, Dachausrichtung und den Wetterbedingungen. Wir haben die Berechnung mit dem Programm PV*Sol durchgeführt. Dort werden Wetterdaten über viele Jahre zu einem Referenzjahr zusammengefasst, das den zu erwartenden Ertrag über viele Jahre gut abbildet. 

Für die 10-kWp-Anlage mit Südausrichtung in Hannover ergibt das:  

• Im Jahresmittel können rund 4,5 % der erzeugten Leistung nicht eingespeist werden. 

• Bei Ost-West ausgerichtete Anlagen ist der Effekt noch geringer: Hier verteilt sich die Stromproduktion über den Tag, sodass die 60 %-Grenze seltener erreicht wird. 

• Wird der Selbstverbrauch optimiert oder ein Batteriespeicher mit 10 kWh Kapazität integriert, der die überschüssige Energie zur Mittagszeit zwischenspeichert, kann der nicht nutzbare Anteil auf 1,4 % reduziert werden. 

Fazit: Die 60 %-Abregelung wirkt sich in der Praxis nur geringfügig auf die Stromerträge aus – vor allem dann, wenn Eigenverbrauch und Speicher strategisch eingeplant werden. Für viele Anlagenbetreiber bedeutet das: Kein Grund zur Sorge, aber ein guter Anlass, die eigene Planung gezielt zu optimieren. 

Szenario 2: Keine Vergütung bei negativen Börsenstrompreisen 

Um die Auswirkungen der ausgesetzten Vergütung bei negativen Börsenstrompreisen in der Praxis abzuschätzen, haben wir für das Jahr 2024 die tatsächliche Solarstrom-Einspeisung in Bremen und Niedersachsen zugrunde gelegt und berechnet, welcher Anteil dieser Solarleistung zu Zeiten negativer Börsenstrompreise eingespeist wurde (Quellen: TenneT, Energy-Charts). 

Dabei zeigt sich: 

• Insgesamt gab es im Jahr 2024 459 Stunden mit negativen Preisen. In dieser Zeit wurden jedoch insgesamt 19,4 % des Solarstroms in Niedersachsen eingespeist. 

• Bezogen auf eine PV-Anlage, die ihren gesamten Strom einspeist, würden also 19,4 % nicht vergütet. Zum Ausgleich sieht das EEG vor, dass der Förderzeitraum verlängert wird. Bei 20 Jahren mit je 459 Stunden mit negativen Strompreisen würde das zu einer Verlängerung des Förderzeitraums um 4 ¾ Jahre führen. Es ist also zu erwarten, dass dieser Ausfall ausgeglichen wird, die Einnahmen verzögern sich aber.  

Negative Börsenstrompreise sind dabei mittags wahrscheinlicher:

Wenn man dies bei der Planung berücksichtigt, lässt sich der Wert deutlich senken:

• Wird ein Teil des Stroms zur Mittagszeit selbst verbraucht, sinkt der Anteil des nicht vergüteten Stroms. 
• Ein Batteriespeicher, der zwischen 11 und 16 Uhr 20 % der erzeugten Leistung zwischenspeichert, reduziert den nicht-vergüteten Anteil auf rund 16 % (für das Jahr 2024) 

Im Prinzip kann man – je nach Speichergröße – den Anteil sogar noch weiter reduzieren: es ist jeweils 24 Stunden im Voraus bekannt, wann der Börsenstrompreis negativ ist. Wer an solchen Tagen gezielt in dieser Zeit den Speicher befüllt, braucht kaum Verluste befürchten und erhält durch den verlängerten Förderzeitraum am Ende sogar eine höhere Vergütung im gesamten Förderzeitraum.  

Fazit: Die Vergütungsaussetzung bei negativen Strompreisen führt nicht zu dauerhaften Ertragseinbußen, sondern eher zu einer zeitlichen Verzögerung. Durch gezielten Eigenverbrauch und den Einsatz eines Speichers lassen sich die Auswirkungen deutlich begrenzen. 

Fazit und Ausblick

Das Solarspitzengesetz bringt neue Rahmenbedingungen mit sich – aber keine unbeherrschbaren Risiken. Wer Eigenverbrauch und Speicher intelligent kombiniert und realistische Annahmen in seine Wirtschaftlichkeitsrechnung einfließen lässt, kann seine Solaranlage weiterhin effizient und zukunftsfest planen. 

Wie sich die Zahl der Stunden mit negativen Börsenstrompreisen künftig entwickeln wird, lässt sich nicht mit Sicherheit vorhersagen. Kurzfristig ist möglich, dass diese Zahl noch zunimmt, da der Ausbau erneuerbarer Energien weiter voranschreitet. Gleichzeitig wird jedoch auch der Ausbau von Großbatteriespeichern beschleunigt. Diese Speicher haben ein klares Geschäftsmodell: Sie kaufen Strom, wenn er günstig ist, und verkaufen ihn, wenn der Preis steigt. Wir erwarten, dass sich dieses Vorgehen mittelfristig stabilisierend auf den Markt auswirkt. Extreme Preisausschläge – sowohl nach oben als auch nach unten – dürften seltener werden. 

Trotzdem ist es sinnvoll, bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung einer neuen PV-Anlage mit einem „Solarspitzen-Faktor“ zu rechnen, der abschätzt, wie viel vom eingespeisten Strom nicht vergütet werden wird.