REGULIERUNG · PV-INVESTMENT · RECHTSSTAND 21. OKTOBER 2026

Solarspitzengesetz 2026: Was negative Strompreise für PV-Investoren ändern

Das Solarspitzengesetz setzt für PV-Anlagen im neuen §-51-Regime den anzulegenden Wert bei negativen Spotmarktpreisen auf null. Ausnahmen und Übergangsrecht entscheiden, welche Anlage betroffen ist. Die mögliche Förderverlängerung nach §51a ersetzt keinen bestimmten Eurobetrag. Für Ihre Investitionsrechnung müssen laufende Erlöse und späteres Zeitkontingent deshalb getrennt bleiben. Quelle: §51 EEG; §51a EEG.

Hochspannungsmasten und Leitungen in einer Landschaft – Symbolbild für das Stromnetz. — Symbolbild · Robert So / Pexels.

Solarspitzengesetz 2026: Was gilt für Ihre PV-Anlage?

Für Anlagen im neuen §-51-Regime sinkt der anzulegende Wert während negativer Spotmarktpreise auf null. Ausnahmen gelten unter anderem abhängig von Leistung und intelligentem Messsystem. § 51a kann die Förderung verlängern; er garantiert keine Erstattung der entgangenen Eurobeträge. Bei Bestandsanlagen entscheiden Inbetriebnahme beziehungsweise Zuschlagsverfahren und Übergangsrecht.

Dieser Beitrag erklärt die gesetzliche Förderregel für PV-Investoren. Den breiteren Marktkontext finden Sie im Leitfaden zu negativen Strompreisen und Photovoltaik; Speicher-Arbitrage behandelt der Beitrag zu PV-Speicher-Investitionen.

Welche Anlagendaten bestimmen die Folgen des Solarspitzengesetzes?

Ordnen Sie zuerst Anlageform, Vermarktung und Verantwortlichkeiten ein. Mehr zu Anlageformen und benötigten Unterlagen finden Sie in der Investmentübersicht.

PV-Investment und Unterlagen einordnen

Negative Strompreise: Marktstatistik und Anlagenverlust unterscheiden

Die Bundesnetzagentur meldet für das Marktgebiet Deutschland/Luxemburg 573 von 8.760 Stunden mit negativen Day-Ahead-Großhandelspreisen im Jahr 2025. Für 2024 nennt sie 457 von 8.784 Stunden. Daraus ergeben sich rechnerisch 6,54 Prozent beziehungsweise 5,20 Prozent der Jahresstunden. Das Schaltjahr 2024 hatte 24 Stunden mehr. Quelle: SMARD, veröffentlicht am 5. Januar 2026.

Negative Preise können entstehen, wenn ein hohes, wenig flexibles Angebot auf eine niedrige Nachfrage trifft. Die Jahresstunden sind eine Marktkennzahl. Sie sagen nicht, welcher Anteil Ihrer eigenen PV-Erzeugung betroffen ist oder wie viel Geld Ihrer Anlage fehlt. Dafür braucht es das Erzeugungsprofil und die konkrete Abrechnung.

Day-Ahead-Großhandelspreise Deutschland/Luxemburg; keine Ertrags- oder Renditequote

Bezugsjahr	Negative Preisstunden	Alle Jahresstunden	Rechnerischer Anteil
Bezugsjahr2024	Negative Preisstunden457 h	Alle Jahresstunden8.784 h	Rechnerischer Anteil5,20 %
Bezugsjahr2025	Negative Preisstunden573 h	Alle Jahresstunden8.760 h	Rechnerischer Anteil6,54 %

Negative Preisstunden: ein Marktvergleich

2024

457 h

2025

573 h

Quelle: SMARD, Jahresauswertung 2025. Keine Aussage über individuelle Einnahmen.

Seit dem 1. Oktober 2025 handelt der Day-Ahead-Markt in Viertelstunden. SMARD erläutert die Umstellung in seiner Meldung vom 10. Oktober 2025. Eine Jahresauswertung in Stunden und eine Auswertung in Viertelstunden dürfen deshalb nicht ohne Definition verglichen werden. Quelle: SMARD zur Zeitauflösung.

Seit wann gilt das Solarspitzengesetz und was regelt es?

Ziel: weniger Erzeugungsspitzen, flexiblere Nutzung von Solarstrom

Das Solarspitzengesetz soll temporäre Erzeugungsüberschüsse vermeiden und einen stärker am Netz und Markt ausgerichteten Betrieb ermöglichen. Hintergrund ist die gleichzeitige Einspeisung vieler PV-Anlagen bei hoher Sonneneinstrahlung. Eigenverbrauch, Batteriespeicher und intelligente Steuerung können Erzeugung und Bedarf zeitlich besser zusammenbringen und so zur Netzstabilität beitragen. Die Klimaschutz- und Energieagentur Niedersachsen erläutert diese Anreize zur flexiblen Nutzung erneuerbarer Energien.

KEAN: Zweck und praktische Folgen.

Für Betreiber heißt das: Solarstrom möglichst passend zum lokalen Strombedarf nutzen, Überschüsse bei geeigneter Auslegung speichern und die Einspeisung steuerbar machen. Eine höhere Eigenverbrauchsrate oder flexible Vermarktung ist eine Möglichkeit, keine für jede PV-Anlage garantierte Verbesserung der Wirtschaftlichkeit. Das Gesetz ist auch keine pauschale Investitionsförderung für jeden Batteriespeicher.

Der offizielle Titel lautet „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“. Das Gesetz vom 21. Februar 2025 wurde am 24. Februar 2025 im Bundesgesetzblatt veröffentlicht. Die hier behandelten EEG-Änderungen gelten seit dem 25. Februar 2025. Amtliche Verkündung, BGBl. 2025 I Nr. 51, Artikel 9. Das Solarspitzengesetz trat am 25. Februar 2025 in Kraft; das Datum der Ausfertigung ist davon zu unterscheiden.

Für diesen Artikel sind drei getrennte Regelungsbereiche wichtig: die Verringerung des anzulegenden Werts bei negativen Preisen, die spätere Verlängerung des Vergütungszeitraums und die technischen Vorgaben für Messung und Steuerung. Diese Regeln haben unterschiedliche Voraussetzungen. Eine vorhandene Steuerbox allein beantwortet die Förderfrage nicht.

Drei Fragen, drei Prüfungen

Förderung heute§ 51: Rechtsregime, negative Preise und Ausnahmen
Förderung später§ 51a: Zeitkontingent und Anschlussmonate
Technik und Betrieb§ 9: Messsystem, Steuerung und Testung

Einordnung anhand der §§ 51, 51a und 9 EEG. § 51 · § 51a · § 9 EEG

§ 51 EEG: Vergütung bei negativen Strompreisen und Ausnahmen

Die aktuelle Grundregel setzt den anzulegenden Wert während negativer Spotmarktpreise auf null, ohne Mindestdauer. § 51 Absatz 2 macht unter 100 kW eine Ausnahme bis zum Ablauf des Kalenderjahres der Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem. Unter 2 kW besteht zusätzlich eine Ausnahme bis zum Ablauf des Jahres der einschlägigen BNetzA-Festlegung. Zur Größenbestimmung ist § 24 entsprechend anzuwenden. Quelle: § 51 EEG.

Leistungsschwellen des neuen § 51; Anlagenzusammenfassung kann maßgeblich sein

Installierte Leistung im neuen Regime	Was § 51 Absatz 2 vorsieht
Installierte Leistung im neuen RegimeUnter 2 kW	Was § 51 Absatz 2 vorsiehtZusätzliche Ausnahme bis zum Jahresende der einschlägigen BNetzA-Festlegung; daneben die Unter-100-kW-Ausnahme beachten.
Installierte Leistung im neuen RegimeUnter 100 kW	Was § 51 Absatz 2 vorsiehtAusnahme bis zum Ablauf des Jahres, in dem ein intelligentes Messsystem eingebaut wird.
Installierte Leistung im neuen RegimeAb 100 kW	Was § 51 Absatz 2 vorsiehtKeine dieser größenbezogenen Ausnahmen; Übergangsrecht trotzdem prüfen.

Für die rechtliche Zuordnung zählt die installierte Anlagenleistung einschließlich der gesetzlichen Zusammenfassungsregeln.

In der Direktvermarktung müssen Sie Förderung und Verkaufserlös getrennt betrachten. Der auf null gesetzte anzulegende Wert ist kein Versprechen, dass ein Vermarktungsvertrag bei negativem Spotpreis kostenfrei bleibt. Lassen Sie sich anhand der Vertragsklauseln erklären, wer negative Verkaufspreise, Abregelung, Vermarktungsentgelt und Abweichungen trägt.

Für die Ausfallvergütung enthält § 51 Absatz 3 eine besondere Datenmeldung: Die eingespeiste Strommenge während der ununterbrochen negativen Preiszeiträume ist mitzuteilen. Fehlt die Meldung, sieht die Norm eine monatliche Anspruchskürzung von 5 Prozent je betroffenem Kalendertag vor. Dies ist eine weitere Regel und keine allgemeine Negativpreisquote.

Smart Meter und 60-Prozent-Grenze: Einbau und Testung unterscheiden

§ 9 Absatz 2 verlangt vor Einbau und erfolgreicher Ansteuerbarkeitstestung technische Übergangslösungen. Ab 100 kW müssen Ist-Einspeisung und ferngesteuerte Reduzierung möglich sein. Von 25 bis unter 100 kW kommt bei Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag eine Begrenzung auf 60 Prozent der installierten Leistung hinzu; unter 25 kW gilt diese Begrenzung bei denselben Vergütungsformen. Für bestimmte Steckersolargeräte besteht eine Ausnahme. Quelle: § 9 Absatz 2 EEG.

Die 60 Prozent beziehen sich auf die maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt, nicht auf 60 Prozent der Jahresenergie. Der Einbau allein beendet die Übergangspflicht nicht: Die erfolgreiche Testung ist ebenfalls erforderlich. Bestandsanlagen unterliegen gesondertem Übergangsrecht. Die Leistungsbegrenzung und der Förderentfall nach § 51 sind getrennt zu prüfen.

Was tatsächlich eingebaut wurde, wann das Messsystem ausgerüstet wurde und ob eine erfolgreiche Testung vorliegt, gehört in die Anlagenunterlagen. Der Beitrag zur Smart-Meter-Pflicht behandelt die Technik ausführlicher. Eine pauschale jährliche Ertragseinbuße lässt sich aus der 60-Prozent-Grenze nicht ableiten.

§51a EEG: Wie wird die Förderverlängerung berechnet?

Für den neuen PV-Mechanismus werden die relevanten Viertelstunden des Inbetriebnahmejahrs und der folgenden 19 Kalenderjahre mit 0,5 multipliziert und auf eine volle Viertelstunde aufgerundet. Das Ergebnis ist ein Zeitkontingent in Volllastviertelstunden. Quelle: § 51a Absatz 1 und 2 EEG.

Die Norm knüpft dieses Kontingent nicht an eine individuell gemessene Liste tatsächlich eingespeister Viertelstunden. Daraus darf ebenso wenig ein garantiertes Geldguthaben werden. Förderverlängerung, technische Lebensdauer und die später erzielbare Strommenge sind unterschiedliche Größen.

Gesetzliches Monatskontingent nach § 51a Absatz 2; kein gemessener Anlagenjahresertrag

Monat	Volllastviertelstunden
Januar	87
Februar	189
März	340
April	442
Mai	490
Juni	508
Juli	498
August	453
September	371
Oktober	231
November	118
Dezember	73
Summe, eigene Addition	3800

Die Anschlussmonate verbrauchen das Kontingent nach diesen gesetzlichen Monatswerten. Endet der ursprüngliche Zeitraum mitten im Monat, ist der Restmonat anteilig zu berücksichtigen. Die Verlängerung reicht bis zum Ende des Monats, in dem die letzte auszugleichende Volllastviertelstunde liegt. Ein einfacher Quotient allein bestimmt das Enddatum nicht.

Die reguläre Förderdauer beträgt nach § 25 grundsätzlich 20 Jahre. Bei gesetzlich bestimmten anzulegenden Werten reicht sie bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Zahlungsjahrs; abweichende Bestimmungen bleiben möglich. Das ist vom Zählfenster des § 51a zu unterscheiden. Quelle: § 25 EEG.

Rechenszenario: Warum „rund 3,2 Jahre“ nur eine Näherung ist

Frei angenommen seien in jedem der 20 maßgeblichen Kalenderjahre 300 Stunden, die nach dem einschlägigen neuen Regime zählen. Das ist keine Prognose und keine Behauptung über eine konkrete Anlage. 300 × 4 × 20 ergibt 24.000 Viertelstunden; der Faktor 0,5 ergibt 12.000 Volllastviertelstunden.

12.000 ÷ 3.800 ergibt rechnerisch 3,1579 Jahreskontingente. Beginnt die Verlängerung frei angenommen am 1. Januar, sind nach drei vollen Anschlussjahren 11.400 verbraucht. Die restlichen 600 verteilen sich auf Januar mit 87, Februar mit 189 und März mit den verbleibenden 324. Der letzte Monat läuft vollständig: Unter diesen Annahmen endet die Verlängerung am 31. März des vierten Anschlussjahrs, nach 39 Monaten. Ein anderer Startmonat verändert das Ergebnis.

Das 12.000-VLVS-Modell: Kontingent statt Euroguthaben

24.000 Viertelstunden300 h × 4 × 20, frei angenommene Zählmenge
12.000 VLVSFaktor 0,5 nach § 51a
39 AnschlussmonateNur bei Beginn am 1. Januar, Monatsrundung einbezogen

Eigene Beispielrechnung mit den genannten Annahmen und der gesetzlichen Monatstabelle. Keine Anlagenstatistik oder Ertragsprognose.

Die Förderverlängerung verbessert die heutige Liquidität nicht unmittelbar. Im Finanzplan stehen deshalb laufender Einnahmeausfall, Schuldendienst, Betriebskosten und eine eventuell verlängerte Förderung in getrennten Zeilen. Ein vorgezogener Verkauf oder das technische Betriebsende kann die wirtschaftliche Bewertung zusätzlich verändern; entsprechende Rechte und Pflichten ergeben sich aus den konkreten Unterlagen.

Bestandsanlagen: Welche Negativpreisregel gilt 2026?

§ 100 Absatz 46 schützt auch bestimmte Zuschlagsverfahren: Für Anlagen mit Inbetriebnahme oder maßgeblichem Gebotstermin zwischen 1. Januar 2023 und 24. Februar 2025 gelten die dort genannten früheren Fassungen. Bei vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommenen Solaranlagen gilt der neue PV-Faktor des § 51a Absatz 2 nicht. Quelle: § 100 Absatz 46 EEG.

Für diese EEG-2023-Gruppe hing die alte Stundenstaffel vom Preisjahr ab: 2023 vier, 2024 und 2025 drei, 2026 zwei und ab 2027 eine ununterbrochen negative Stunde. Sie wird nicht als unveränderte Drei- oder Vier-Stunden-Regel am Inbetriebnahmedatum festgeschrieben. Die alte Leistungsausnahme lag unter 400 kW. Quelle: frühere EEG-Fassung, § 51, Seite 128 der Arbeitsausgabe.

Nach der Viertelstundenumstellung gilt für das historische Stundenregime eine eigene Stundenbildung: Eine Kalenderstunde zählt als negativ, wenn das arithmetische Mittel der vier Spotmarktpreise dieser Kalenderstunde negativ ist. Erst diese Kalenderstunden werden für die maßgebliche zusammenhängende Stundenfolge ausgewertet. Quelle: § 100 Absatz 45 EEG.

Die frühere Verlängerung nach § 51a Absatz 1 der älteren EEG-2023-Fassung setzt einen durch Ausschreibung ermittelten anzulegenden Wert voraus. Sie ist daher keine allgemeine Verlängerung für jede Anlage dieser Bestandsgruppe. Quelle: damaliger § 51a Absatz 1, Seite 129 der Arbeitsausgabe, zusammen mit § 100 Absatz 46 EEG.

Historische Orientierung nach Clearingstelle, Überblick vom 2. Juli 2025, Folie 10; keine Einzelfallfreigabe

Gruppe, vereinfacht	Frühere Regelung	Verlängerung / Grenze
Gruppe, vereinfacht2023 bis 24.02.2025; ggf. maßgeblicher Zuschlag	Frühere Regelung4/3/2/1-Stunden-Staffel nach Preisjahr; im Jahr 2026 zwei Stunden	Verlängerung / GrenzeUnter 400 kW ausgenommen; alte Verlängerung nur bei durch Ausschreibung ermitteltem anzulegenden Wert und unter den übrigen damaligen Voraussetzungen.
Gruppe, vereinfacht2021–2022	Frühere RegelungVier-Stunden-Regel	Verlängerung / GrenzeUnter 500 kW ausgenommen; bei Ausschreibungspflicht kann alte Verlängerung gelten.
Gruppe, vereinfacht2016–2020	Frühere RegelungSechs-Stunden-Regel	Verlängerung / GrenzeFür PV unter 500 kW ausgenommen; kein damaliger §-51a-Ausgleich.
Gruppe, vereinfachtBis Ende 2015	Frühere RegelungKeine entsprechende Negativpreisreduktion	Verlängerung / GrenzeSonderfälle und aktuelle Änderungen separat prüfen.

Für Anlagen unterhalb der damaligen Schwellen entfiel die Förderung nicht aufgrund jener Negativpreisregel. Daraus folgt keine uneingeschränkte Zusage jeder Zahlung: Andere Fördervoraussetzungen, Pflichtverstöße und der konkrete Vermarktungsvertrag bleiben relevant. Quelle zur historischen Systematik: Clearingstelle EEG|KWKG. Die Einspeisevergütung bleibt bei Bestandsanlagen also grundsätzlich nach deren maßgeblichem Rechtsregime zu beurteilen. „Bestandsschutz“ bedeutet hier die Fortgeltung bestimmter früherer Regeln, keinen Ausschluss aller Negativpreis- oder Vertragsrisiken.

Freiwilliger Wechsel: Für wen sind 0,6 ct/kWh vorgesehen?

§ 100 Absatz 47 betrifft Anlagen, deren anzulegender Wert nach ihrer maßgeblichen EEG-Fassung bei negativen Preisen nicht sinkt. Für sie kann der Betreiber die Anwendung der §§ 51 und 51a gegenüber dem Netzbetreiber in Textform erklären. Wirkung frühestens zum Ablauf des Jahres der iMSys-Ausstattung; danach erhöht sich der anzulegende Wert um 0,6 Cent je kWh. Quelle: § 100 Absatz 47 EEG.

Dieser Zuschlag ist keine allgemeine Prämie für sämtliche Bestandsanlagen. Vor einer Erklärung sollten bisheriges Regime, möglicher Zahlungsentfall, Technik und Umsetzung geprüft werden. Die gesetzlichen Voraussetzungen und der beihilferechtliche Anwendungsstand gehören in die Bestätigung des Netzbetreibers; aus einem Einbauangebot allein folgt kein bewilligter Zuschlag. § 101 Absatz 1 EEG erlaubt die Anwendung von § 100 Absatz 47 erst nach und nur nach Maßgabe der Genehmigung durch die Europäische Kommission.

Negative Preise begrenzen: Direktvermarktung, Eigenverbrauch und Speicher

Direktvermarktung: Preisformel und Negativpreisklausel

Ein PPA oder Direktvermarktungsvertrag ist nicht allein wegen seines Namens eine Absicherung gegen negative Preise. Entscheidend sind Preisformel, Negativpreisklausel, Mengenpflichten, Abregelungsrecht, Ausgleichskosten und die Verteilung von Förderung und Verkaufserlösen. Fordern Sie für positive und negative Preisintervalle jeweils eine nachvollziehbare Musterabrechnung an.

Die Grenze der regulären Einspeisevergütung ist von der Negativpreisgrenze zu unterscheiden: § 21 Absatz 1 Nummer 1 nennt Anlagen bis einschließlich 100 kW mit gesetzlich bestimmtem anzulegenden Wert. Ausnahmen wie Ausfallvergütung sind gesondert geregelt. Quelle: § 21 EEG.

Die Übersicht zu Direktvermarktung und PV-Strompreisen ordnet Marktwert und Abrechnung ein. Ein Marktwert ist kein garantierter individueller Abnahmepreis.

Eigenverbrauch: Strom lokal nutzen und Bezugskosten prüfen

Eigenverbrauch verschiebt den Vergleich: Er muss am tatsächlich vermeidbaren Netzbezug und dem zeitgleichen Bedarf gemessen werden. Ob daraus ein Vorteil entsteht, hängt unter anderem von Lastprofil, Stromliefervertrag und verbleibenden Kosten ab. Vergleichen Sie den tatsächlich vermiedenen Bezugspreis mit dem entgangenen Einspeiseerlös. Flexibel einsetzbare Verbraucher, etwa das Laden eines E-Autos oder eine Wärmepumpe, können bei passendem Bedarf in Zeiten hoher eigener PV-Erzeugung laufen. Ein dynamischer Stromtarif verändert den Preis des Netzbezugs; er macht Eigenverbrauch nicht automatisch wirtschaftlicher. Vergleichen Sie die zeitgleichen vermiedenen Kosten mit den tatsächlichen Tarifbedingungen. KEAN: Eigenverbrauch und flexible Verbraucher .

Batteriespeicher: Eigenverbrauch und Einspeisung zeitlich steuern

Ein Speicher kann Erzeugung und Einspeisung zeitlich verschieben. Wirtschaftlich muss die Rechnung aber Speicherinvestition, Verluste, Alterung, Netzanschluss, Messkonzept und Steuerung berücksichtigen. Positive Verkaufspreise am Abend, ausreichende Speicherkapazität oder eine bestimmte Arbitragerendite sind nicht zugesichert. Die detaillierte Rechnung erläutert der Beitrag über PV-Speicher-Arbitrage. Ein intelligentes Energiemanagement kann die Batterie bei Solarüberschuss laden und später für Verbrauch oder Einspeisung entladen. Damit lässt sich mehr eigener Solarstrom lokal nutzen; statt während eines negativen Preisintervalls einzuspeisen, kann ein Teil zwischengespeichert werden. Speicher erlauben eine zeitliche Verlagerung, erzeugen aber keine zusätzliche Energie und arbeiten mit Verlusten. Das DOE beschreibt diese Funktion als Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage. DOE: Solarenergie und Speicher.

Welche Bedeutung haben angekündigte EEG-Reformen?

Reformankündigung, Entwurf, beschlossenes Gesetz und geltendes Recht sind unterschiedliche Stufen. Rechtsstand: 21. Oktober 2026. Eine Investition sollte nicht allein auf einem angekündigten Stichtag oder einer angenommenen späteren Vergütungsform beruhen.

Für einen geplanten Erwerb gehören maßgeblicher Inbetriebnahme- und gegebenenfalls Zuschlagstermin sowie die dann geltenden Übergänge in die Projektunterlagen. Welche Vergütung zu Ihrer Anlage passt, erläutert die Seite zur EEG-Vergütung.

Welche Unterlagen machen das Risiko konkret?

Rechtsregime: Inbetriebnahme, Zuschlagsverfahren, maßgebliche Anlagenleistung und Übergangsregel.
Technik: iMSys-Datum, Steuerung, erfolgreiche Testung und dokumentierte Leistungsgrenzen.
Abrechnung: Preisintervalle, §-51-Zeiträume, gesetzliches Zeitkontingent und Vermarktungskosten getrennt.
Wirtschaftlichkeit: Laufende Liquidität ohne automatische Euro-Erstattung, Reserve und gegebenenfalls späterer Förderzeitraum.
Vertrag: Verantwortlichkeiten und Abnahme-/Negativpreisklauseln anhand der konkreten Fassung.

Diese Unterlagen machen aus einer allgemeinen Preisstatistik eine prüfbare Investitionsfrage. Konkrete Unternehmensprojekte, Laufzeiten, verfügbare Angebote und vertragliche Haftung müssen an ihrer eigenen Grundlage belegt werden.

Vom Preisrisiko zur richtigen nächsten Frage

Für ein externes Investment beginnen Sie mit den Anlageformen und Unterlagen. Geht es um Solarstrom am eigenen Betriebsstandort, führt der zweite Weg zu den Fragen des eigenen Betriebs.

PV-Investment einordnen Eigene PV-Anlage für den Betrieb einordnen

Häufige Fragen zum Solarspitzengesetz und negativen Strompreisen

Was ist das Solarspitzengesetz?

Das Gesetz vom 21. Februar 2025 änderte unter anderem die EEG-Regeln zu negativen Spotmarktpreisen, Förderverlängerung und Steuerbarkeit. Die hier behandelten EEG-Änderungen gelten seit dem 25. Februar 2025. Welche Regel für eine Anlage gilt, hängt auch vom Übergangsrecht ab. Bundesgesetzblatt, Artikel 9.

Entfällt bei jeder PV-Anlage sofort die Vergütung?

Nein. Im neuen §-51-Regime gelten Ausnahmen abhängig von Leistung und intelligentem Messsystem; unter 100 kW reicht die Ausnahme bis zum Ablauf des Jahres der iMSys-Ausstattung. Bestandsanlagen können einem älteren Regime unterliegen. Ab 100 kW entfällt diese größenbezogene Ausnahme, das Übergangsrecht bleibt zu prüfen. EEG §§ 51 und 100.

Ersetzt § 51a EEG die entgangenen Einnahmen?

Nein. § 51a schafft unter den einschlägigen Voraussetzungen eine Verlängerung des Vergütungszeitraums. Beim neuen PV-Mechanismus wird ein Viertelstundenkontingent mit 0,5 gewichtet und nach gesetzlichen Monatswerten abgetragen. Es gibt keine Zusage einer Erstattung desselben Eurobetrags. Bei der älteren EEG-2023-Gruppe setzt die damalige Verlängerung einen durch Ausschreibung ermittelten anzulegenden Wert voraus. EEG § 51a und § 100.

Muss ich wegen negativer Preise bereits erhaltene Vergütung zurückzahlen?

§ 51 Absatz 1 setzt den anzulegenden Wert für die betroffenen negativen Preiszeiträume auf null. Er begründet allein keine Rückforderung früher korrekt gezahlter Förderung. Andere Abrechnungsfehler, Pflichtverletzungen oder vertragliche Kosten sind gesondert zu prüfen. EEG § 51.

Welche Stundenregel gilt 2026 für die ältere EEG-2023-Gruppe?

Soweit nach § 100 Absatz 46 die frühere EEG-2023-Fassung gilt, zählt 2026 die Schwelle von mindestens zwei aufeinanderfolgenden negativen Stunden. Die damalige Ausnahme unter 400 kW und weitere Übergänge bleiben relevant. Die Schwelle ist nicht unverändert am Inbetriebnahmejahr festgeschrieben. Nach der Viertelstundenumstellung zählt eine Kalenderstunde nach § 100 Absatz 45 nur dann als negativ, wenn der arithmetische Mittelwert ihrer vier Spotmarktpreise negativ ist. Historische EEG-Fassung §§ 51, 51a.

Wie viele negative Preisstunden meldete SMARD für 2025?

573 von 8.760 Stunden im Marktgebiet Deutschland/Luxemburg am Day-Ahead-Markt. Für 2024 waren es 457 von 8.784 Stunden. Das entspricht rechnerisch 6,54 Prozent beziehungsweise 5,20 Prozent der Jahresstunden; es sind keine individuellen Ertragsverlustquoten. SMARD: Jahresauswertung 2025.

Können Speicher oder ein PPA das Risiko ausschließen?

Das lässt sich nicht pauschal zusagen. Speicher sind nach Kosten, Verlusten, Dimensionierung und Messkonzept zu bewerten. Bei einem PPA oder Direktvermarktungsvertrag entscheiden die tatsächlichen Preis-, Negativpreis-, Mengen- und Abregelungsklauseln. Die EEG-Förderregel und der vertragliche Verkaufserlös sind getrennt zu beurteilen.

Quellen und Rechtsgrundlagen

Normenstand: 21. Oktober 2026. Historische Gesetzesfassungen dienen zur Einordnung des Übergangsrechts. Die Grafiken beruhen auf den genannten Quellen und den ausdrücklich beschriebenen Beispielrechnungen.