BSW- Merkblatt zum „Solarspitzengesetz“ für Solar-Installateure und -Unternehmen

Das im Februar 2025 vom Bundestag verabschiedete „Solarspitzengesetz“ enthält mehrere Maßnahmen zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen. Mit einem Merkblatt für Installationsunternehmen stellt der BSW-Solar eine Übersicht der kommenden Änderungen bereit und erklärt, welche Auswirkungen das Gesetz in der Praxis haben wird. Eine kurze Version des Merkblattes stellt der BSW-Solar öffentlich bereit, die ausführliche Fassung bleibt exklusiv für Verbandsmitglieder.

1. Übersicht: Was ändert sich durch das Solarspitzengesetz?

2. Welche konkreten Maßnahmen enthält das Gesetz (Übersicht)?

3. Absicherung des weiteren PV-Ausbaus

4. Wie wird die Verschiebung der Förderung bei negativen Strompreisen kompensiert?

5. Wie wird die Verlängerung des Vergütungszeitraums berechnet?

6. Was ändert sich durch die Einspeiseleistungsbegrenzung auf 60 Prozent?

7. Welche Entgelte fallen für die Mess- und Steuerungstechnik an?

8. Was sind die neuen Anforderungen für Anlagenbetreiber bzgl. der Steuerbarkeit von Solaranlagen?

9. Nach welchem Rollout-Plan werden intelligente Messysteme installiert?

10. Kann ich auch schon früher als geplant ein intelligentes Messsystem einbauen lassen?

11. Können Speicher nun flexibel betrieben werden?

12. Was ändert sich durch die Modernisierung der ÜNB-Vermarktung?

13. Was ändert sich für Bestandsanlagen?

14. Welche Regelungen stehen unter dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt der EU?

15. Wann darf bzw. muss der Netzbetreiber eine Anlage vom Netz trennen bzw. deren Einspeisung verhindern?

1. Übersicht: Was ändert sich durch das Solarspitzengesetz?

Die Photovoltaik deckt inzwischen fast 15 Prozent des heimischen Strombedarfs. Solarenergie ist damit zur tragenden Säule im Stromsystem geworden. Mit den aktuellen Änderungen im Energierecht erfolgen notwendige Schritte zu ihrer weiteren Flexibilisierung und erfolgreichen Systemintegration. Mit dem Gesetzespaket ist es gelungen, u. a. einen Beitrag dazu zu leisten:

1. 1. Die Planungsunsicherheit für Projektierer und Betreiber in Verbindung mit immer häufiger auftretenden Stromspitzen und damit negativen Börsenstrompreisen zu dämpfen und so auch einen der „verhetzungsgefährdetsten“ Treiber der EEG-Kosten zu mindern.
   2. Die Bedingungen für eine Direktvermarktung von Solarstrom aus kleineren Solaranlagen zu verbessern, gleichzeitig aber die ursprünglich geplante Verpflichtung zur teuren und kaum verfügbaren Direktvermarktung von PV-Anlagen unter 100 kW zu vermeiden.
   3. Solarspitzen durch teils sinnvolle, teils gerade noch zumutbare Eingriffe zu glätten und damit eine politisch drohende PV-Ausbaubremse (insbesondere in Teilen der Gebäude-PV) unter dem Vorwand bzw. Verweis auf ein wachsendes Brownout-Risiko zu mindern.
   4. Den systemdienlicheren Einsatz von neuen und auch bestehenden Batteriespeichern anzureizen.
   5. Netzbetreiber stärker in die Lage zu versetzen und auch in die Pflicht zu nehmen, ihre Steuerungspflichten bei einem drohenden Bilanz-Ungleichgewicht auch hinreichend wahrzunehmen.

2. Welche konkreten Maßnahmen enthält das Gesetz (Übersicht)?

Die Antwort auf diese Frage stellen wir exklusiv für unsere Mitglieder bereit: Link zur internen Seite.

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3. Absicherung des weiteren PV-Ausbaus

Ende 2024 waren rund 100 GW PV-Leistung in Deutschland installiert. Bis 2030 soll nach dem Willen des Gesetzgebers die installierte PV-Leistung auf 215 GW und bis 2040 auf 400 GW ausgebaut werden. Dieser ambitionierte Ausbaupfad der Photovoltaik geht mit zunehmenden solaren Erzeugungsgipfeln einher, insbesondere zur Mittagszeit in den Sommermonaten. Mit dem weiteren PV-Ausbau nimmt auch die Verantwortung der Solarenergie im Stromsystem zu. Damit der Solarstrom besser genutzt werden kann, ist eine noch bessere System- und Marktintegration der Photovoltaikanlagen nötig sowie ein beschleunigter Ausbau von Batteriespeichern und flexiblen Verbrauchern sowie eine schnellere Digitalisierung des Stromnetzes.

Die nun ermöglichte stärkere Systemintegration der Photovoltaik wurde notwendig, um den folgenden beiden Herausforderungen zu begegnen:

1. 1. Die Systembilanz kommt ins Ungleichgewicht, sobald mehr erzeugt als zeitgleich verbraucht wird. Wenn zu diesem Zeitpunkt nicht ausreichend Erzeugungsleistung abgeregelt werden kann, müssen die Übertragungsnetzbetreiber als letzte Notoption ganze Netzabschnitte mit starkem Erzeugungsüberschuss abschalten (sogenannte Brownouts).
   2. Nimmt die gleichzeitige Einspeisung der Solaranlagen immer weiter zu, ohne dass die Nachfrage durch zeitliche Verschiebung des Verbrauchs, durch Sektorenkopplung und durch Speicher, in gleichem Umfang zunimmt, sinken die durchschnittlichen Erlöse in der Vermarktung des Solarstroms. Das zieht einerseits höhere Förderkosten durch das EEG nach sich und andererseits gefährdet es die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen.

Das Ziel der Gesetzespakets ist daher, auch weiterhin bei zunehmenden Photovoltaik-Erzeugungsspitzen eine ausgeglichene Systembilanz sicherzustellen sowie die Zeiten negativer Strompreise zu reduzieren und den Marktwert des Solarstroms zu stabilisieren. Es wurde deshalb eine Reihe von Maßnahmen auf den Weg gebracht, durch die PV-Anlagen einen stärkeren Anreiz haben, sich markt- und systemdienlich zu verhalten. Als Stimme der Solar- und Speicherbranche sieht der BSW-Solar in dem Gesetzespaket trotz der damit teils verbundenen Einschränkungen für neue PV-Anlagen überwiegend unumgängliche und verhältnismäßige Anpassungen, um den Weg für einen langfristigen, ambitionierten PV-Ausbau frei zu machen und die erweiterte Marktintegration der Solarenergie zu erreichen.

4. Wie wird die Verschiebung der Förderung bei negativen Strompreisen kompensiert?

• Mit der Neuregelung des § 51 EEG soll die Förderung bei negativen Börsenstrompreisen für alle neuen PV-Anlagen auf einen späteren Zeitraum verschoben werden, sowohl für Anlagen in der Festvergütung als auch in der Direktvermarktung. Mit der Umstellung der Strombörse auf die Viertelstundenvermarktung gilt dies zukünftig bereits für Viertelstunden mit negativen Preisen.
• Für PV-Anlagen bis 100 kWp mit Inbetriebnahme ab dem Zeitpunkt des Inkrafttretens des Gesetzes ist eine Übergangsregelung geplant. Demnach soll die Neuregelung erst ab dem Folgejahr nach dem Zeitpunkt des iMSys-Einbaus angewandt werden. Bei kleinen PV-Anlagen unter 2 kWp gilt die Regelung nicht, solange die Bundesnetzagentur nicht eine gesonderte Festlegung trifft. Das Ziel der Regelung ist es, Solarstromanlagen stärker Preis- und Marktsignalen auszusetzen.
• Zur Absicherung der Investitionssicherheit und Wirtschaftlichkeit der Anlagen wird der für PV-Anlagen bestehende, bislang unzureichende Kompensationsmechanismus des § 51a EEG korrigiert.
• Durch die Neuregelung wird die während des 20jährigen Anlagenbetriebs entgangene Vergütung aus Einspeisemengen während negativer Strompreise nach Ende des gesetzlichen Vergütungszeitraums nachgeholt. Dabei wird das solare Ertragspotential der jeweiligen angehängten Monate berücksichtigt.
• Betreiber:innen von Photovoltaik-Eigenheimanlagen entsteht somit kein Nachteil. Durch eine intelligente Nutzung und Zwischenspeicherung des selbst erzeugten Solarstroms zu Zeiten negativer Strompreise können Photovoltaikanlagen-Betreiber:innen sogar einen wirtschaftlichen Vorteil generieren und tragen damit dazu bei, Stromspitzen und negative Strompreise zu vermeiden.
• Betreiber:innen von bereits bestehenden Solarstromanlagen können auf freiwilliger Basis zu den neuen Regelungen optieren. Als Anreiz für einen freiwilligen Wechsel erhalten Betreiber von Bestandsanlagen eine Vergütungserhöhung von 0,6 ct/kWh.

Für den Anlagenbetreiber ergibt sich durch die o. g. Nachjustierungen an der Förderstruktur der vom Gesetzgeber gewollte systemdienliche Anreiz, den Strom vor Ort zu nutzen oder ihn zunächst in Batterien zwischenzuspeichern, anstatt ihn sofort ins Netz einzuspeisen.

Detailliertere Informationen zur Verschiebung der Förderung bei negativen Strompreisen stellen wir exklusiv für unsere Mitglieder bereit: Link zur internen Seite.

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5. Wie wird die Verlängerung des Vergütungszeitraums berechnet?

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6. Was ändert sich durch die Einspeiseleistungsbegrenzung auf 60 Prozent?

• Bei Neuanlagen mit einer Leistung kleiner als 100 kW, die nach dem Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen werden, und noch nicht mit iMSys und Steuerungseinrichtung ausgestattet werden können, werden neue Regeln eingeführt.
• Bei einer Anlage kleiner 25 kW, die eine Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag erhält, wird die Einspeiseleistung auf 60 Prozent begrenzt (Achtung: nicht gleichzusetzen mit der Einspeisemenge!).
• Anlagen zwischen 25 kW und 100 kW, die in der freiwilligen Direktvermarktung betrieben werden, müssen durch den Direktvermarkter und den Netzbetreiber ferngesteuert werden können. Anlagen zwischen 25 kW und 100 kW Leistung, die eine Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag erhalten, müssen zusätzlich zur Fernsteuerbarkeit auch eine Einspeiseleistungsbegrenzung auf 60 Prozent umsetzen.
• Die Einspeisebegrenzung auf 60 Prozent wird mit dem erfolgreichen Einbau eines iMSys plus Steuerungseinrichtungsowie einem bestandenen Fernsteuerungstest durch den Netzbetreiber aufgehoben.
• Für Endkunden ist an dieser Stelle wichtig zu verstehen, dass Solaranlagen kombiniert mit einem intelligent betriebenen Speicher nahezu keine Nachteile durch die Neuregelungen entstehen, da die solaren Erzeugungsspitzen direkt vor Ort verbraucht oder zwischengespeichert werden können. Hierfür ist es aber wichtig, dass der Speicher auch anhand von Solar- und Lastprognosen intelligent zur Mittagszeit laden kann und diese Funktion auch entsprechend aktiviert wird. Auch sollte der Speicher nicht zu klein dimensioniert werden.
• Nach einer Simulation der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin führt die Kappung der Einspeiseleistung auf 60 Prozent bei neuen Photovoltaikanlagen in der Volleinspeisung und ohne Speicher zu Abregelungsverlusten bei der erzeugten Solarstrommenge zwischen 1,1 Prozent (West-Ost-Ausrichtung) und 9,0 Prozent (Südausrichtung). Durch den Einsatz von Batteriespeichern und einen zeitlich gesteuerten Eigenverbrauch lassen sich diese durch eine Abregelung erzeugten Verluste aber wie beschrieben deutlich verringern. Auch an weniger sonnenreichen Standorten fallen die Verluste geringer aus.
• Die maximal neun Prozent Abregelungsverluste dürften demnach nur in seltenen Fällen auftreten, wenn Solaranlagen in Südausrichtung ohne Speicher den gesamten Solarstrom ins öffentliche Stromnetz einspeisen und nicht anteilig selbst nutzen wollen. Erfahrungsgemäß werden inzwischen jedoch fast alle neuen PV-Anlagen gemeinsam mit einem Heimspeicher installiert, um eine möglichst hohe Eigenverbrauchsquote zu erzielen.

7. Welche Entgelte fallen für die Mess- und Steuerungstechnik an?

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8. Was sind die neuen Anforderungen für Anlagenbetreiber bzgl. der Steuerbarkeit von Solaranlagen?

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9. Nach welchem Rollout-Plan werden intelligente Messysteme installiert?

Um Stromspitzen auch zukünftig gut handhaben zu können, soll der Rollout von intelligenten Messsystemen (iMSys) und Steuerungstechnik deutlich beschleunigt werden. 90 Prozent der bis 30.09.2026 neu installierten Photovoltaikleistung sollen bis 31.12.2026 mit iMSys und Steuereinrichtung ausgestattet sein. Auch Bestandsanlagen müssen nach und nach nachgerüstet werden. Da noch nicht alle Netzbetreiber die IT-Infrastruktur aufgebaut haben, um über iMSys steuern zu können, und auch die Geräte noch nicht überall zur Verfügung stehen, entscheidet der grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB) in optionaler Absprache mit den Netzbetreibern und unter Berücksichtigung seines jeweiligen Rolloutplans, welche konkreten Anlagen mit iMSys und Steuerungseinrichtung ausgestattet werden, oder ob eine Übergangstechnik eingesetzt werden muss.

10. Kann ich auch schon früher als geplant ein intelligentes Messsystem einbauen lassen?

• Für viele Abrechnungs- und Tarifprodukte aus der neuen Energiewelt ist der Einbau eines intelligenten Messsystems (iMSys) erforderlich, u. a. börsenpreisdynamische Stromtarife, EEG-Mieterstrommodelle mit virtuellem Summenzähler, Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, virtuelle Kraftwerke und zukünftig Energy Sharing.
• Leider hat der Gesetzgeber das im EU-Recht verankerte Recht auf Einbau eines iMSys innerhalb von 4 Monaten deutlich eingeschränkt. Die vorzeitige Ausstattung auf Kundenwunsch ist eine Zusatzleistung nach §34 Absatz 2 und 3, für die der Messstellenbetreiber (MSB) ein zusätzliches „angemessenes“ Entgelt erheben darf.
• Anders als bei Standardleistungen ist die im MsbG genannte Preisobergrenze (POG) von einmalig 100 Euro (§ 34 (2)) für den MSB keine verbindlich einzuhaltende Obergrenze, sondern Ergebnis einer sogenannten Vermutungsregelung. In den Preisblättern der grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) werden bereits horrende Summen aufgerufen, wenn ein Kunde ein iMSys anfordert.
• Zudem dürfen die gMSB auch die Frist von 4 Monaten verlängern, wenn sie das technisch begründen können. Wenn die gMSB diese Möglichkeit nutzen, könnten viele innovative Anbieter und Kunden ausgebremst werden, die auf die oben genannten Geschäftsmodelle setzen.

11. Können Speicher nun flexibel betrieben werden?

• Die bereits im Solarpaket 1 beabsichtigte Möglichkeit, Speicher sowohl für das Zwischenspeichern von förderfähigem Strom als auch für das Ein- und Ausspeichern von Strom aus dem und zurück in das öffentliche Netz zu nutzen, soll mit mehreren Gesetzesänderungen im Stromspitzenpaket praktikabel gemacht werden.
• Dazu wird der §19 EEG erneut grundlegend geändert und zwei Optionen geschaffen: die Pauschaloption und die Abgrenzungsoption.  Diese ersetzen die im Solarpaket 1 vorgesehenen Varianten.
• Die Pauschaloption zielt auf Heim- und kleine Gewerbespeicher und kann im Zusammenhang mit Photovoltaikanlagen bis 30 Kilowatt Modulleistung genutzt werden. Die Pauschalierung ermöglicht den Verzicht auf komplexe Messkonzepte, um Strommengen abzugrenzen, die von der PV-Anlage oder aus dem Netz in den Speicher bzw. ins Netz eingespeist werden. Dies ermöglicht Multi-Use insbesondere auch bei DC-gekoppelten Heimspeichern. Pauschaliert wird hier die mit der EEG-Marktprämie förderfähige Strommenge auf 500 Kilowattstunden je Kilowatt Leistung der PV-Anlage.
• Die Abgrenzungsoption zielt eher auf die Kombination größerer Speicher mit PV-Anlagen ab, denn hier sind die Strommengen messtechnisch abzugrenzen. Unter dieser Voraussetzung können künftig auch hierbei Speicher sowohl für das Zwischenspeichern von förderfähigem Solarstrom genutzt werden, wie auch für das Einspeichern von Graustrom aus dem Netz und die Rückeinspeisung ins Netz.
• Voraussetzung ist in beiden Fällen, dass Photovoltaikanlage und Batteriespeicher in der Direktvermarktung betrieben werden. Dies ist notwendig, weil aus dem Netz bezogener Strom nicht einfach wieder ins Netz zurückgespeist werden darf. Der Strom muss vermarktet und einem Bilanzkreis zugeordnet werden. Bei gefördertem Solarstrom aus Anlagen bis 100 kWp in der Festvergütung ist dafür der Netzbetreiber zuständig. Bei Graustrom aus dem Netz gibt es für die Rückspeisung eine solche Abnahmepflicht nicht, weshalb ein Vermarktungsdienstleister benötigt wird.
• Auch ohne Direktvermarktung und ohne die Gesetzesänderung ist es bereits bisher möglich, einen Stromspeicher aus dem Netz zu beladen, sofern aus dem Speicher kein Strom ins Netz geliefert wird. In der Praxis gibt es dabei allerdings Probleme bei manchen Netzbetreibern.
• Für die Umsetzung der Neuregelungen muss die Bundesnetzagentur bis spätestens Juni 2026 eine Festlegung Vertreter der BNetzA haben jedoch bereits angekündigt, dass diese Festlegung möglichst bald, voraussichtlich noch 2025 kommen könnte.
• Änderungen im Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) sollen dafür sorgen, dass die EnFG-Umlagen für rückgespeisten Netzstrom erstattet werden. Dies soll verhindern, dass die Umlagen doppelt gezahlt werden, denn der Letztverbraucher des Stroms soll die Umlagen tragen. Die Erstattung von Netzentgelten ist in diesem Fall jedoch weiterhin nicht vorgesehen. Nach Meinung der BNetzA greift die im EnWG geregelte Entlastung von doppelten Netzentgelten nicht bei Speichern in Prosumer-Anwendungen.
• Genutzt werden können die Flexibilisierungsmöglichkeiten für Neu- und Bestandsanlagen, sobald die Gesetzesänderungen in Kraft getreten sind und von der EU beihilferechtlich genehmigt wurden.

12. Was ändert sich durch die Modernisierung der ÜNB-Vermarktung?

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13. Was ändert sich für Bestandsanlagen?

• Für Bestandsanlagen gelten im Wesentlichen die Anforderungen zum jeweiligen Zeitpunkt der Inbetriebnahme.
• In § 100 Abs. 47 EEG wird eine Anreizmöglichkeit eingeführt, um Bestandsanlagen in der Einspeisevergütung zu einem freiwilligen systemdienlichen Betrieb zu motivieren. Anlagenbetreiber von Bestandsanlagen können ihren Vergütungssatz um 0,6 ct/kWh erhöhen, sofern sie ggü. dem Netzbetreiber erklären, dass sie zu Zeiten negativer Strompreise auf eine Vergütung verzichten und diese Zeiten im Rahmen des neuen § 51a EEG am Ende des Vergütungszeitraums nachholen.

14. Welche Regelungen stehen unter dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt der EU?

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15. Wann darf bzw. muss der Netzbetreiber eine Anlage vom Netz trennen bzw. deren Einspeisung verhindern?

• Netzbetreiber sind zur Netztrennung oder anderweitigen Unterbindung der Einspeisung von Anlagen verpflichtet, wenn:
  • Messstellenbetreiber ihren Pflichten nach § 3 Abs. 2 MsbG (zum Bsp. Einbau, Betrieb und Wartung der Messstelle und Messsysteme) nicht nachkommen (vgl. § 12 Abs. 2h EnWG), oder
  • Anlagenbetreiber gegen ihre Pflichten aus § 9 Abs. 1 & 2 EEG (Anforderungen an Steuerbarkeit) oder § 10b Abs. 1 oder 2 EEG (Anforderungen an Direktvermarktung) verstoßen (vgl. § 52a EEG)
• In beiden Fällen muss der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber schriftlich informieren und eine Frist von 1 Monat zur Behebung der Pflichtverletzung gewähren, wobei die Frist einmalig um einen Monat verlängert werden kann.
• Der Netzbetreiber darf Vorkehrungen gegen ungewolltes Wiedereinschalten vornehmen.
• Der Anlagenbetreiber duldet den Zugang des Netzbetreibers auf das Grundstück und in notwendige Räume, um seinen Verpflichtungen nachzukommen, und stellt dem Netzbetreiber notwendige Anlageninformationen zur Verfügung.