Energy & utilities · Germany · Solar / photovoltaic

Deutschland streicht die Einspeisevergütung in Negativpreisstunden — Projektierer verlieren die 457 sonnigsten Stunden des Jahres.

Am 25. Februar 2025 ist das Solarspitzengesetz — eine Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes — in Kraft getreten. Für jede neue Photovoltaikanlage liegt die Einspeisevergütung, also der feste Preis, den der Netzbetreiber für ins öffentliche Netz eingespeisten Strom zahlt, jetzt bei null, sobald der Großhandelspreis am EPEX-SPOT-Day-Ahead-Markt (Europas Leitbörse für den Stromhandel am Folgetag) ins Negative kippt. 2024 waren das 457 Stunden, nahezu alle in der Frühjahrs- und Sommermittagszeit. Die Amortisationsrechnung steht auf dem Kopf.

TL;DR

Wo es wehtut Deutsche Solarprojektierer bekommen in den 457 sonnigsten Stunden des Jahres null Einspeisevergütung — und die 20-jährige EEG-Streckung refinanziert keinen laufenden Kredit.
Größenordnung 457 Negativpreisstunden in 2024; rund 2.660 € direkter Erlösverlust pro Projekt als Basiswert; neue 7–25-kWp-Anlagen ohne intelligentes Messsystem auf 60 % Einspeisung gedeckelt.
Warum Start-ups hier gewinnen EPCs ein Speicher-plus-Smart-Wechselrichter-Retrofit verkaufen — mit automatischer Abregelung und Eigenverbrauchs-Verschiebung, finanziert über zehn Jahre und nach gespeicherter kWh bepreist. So wird aus dem regulatorischen Erlösloch eine wiederkehrende Speicher-Managementgebühr. 5 deutsche Energieunternehmen unten katalogisiert — jedes nachweislich mit eigener Vermarktung in dieser Nische.

01 Der Schmerzpunkt

„In den sonnigen Monaten, bei Negativpreisstunden (400+ pro Jahr), gibt es keine Vergütung mehr. Lohnt sich so eine große Anlage dann überhaupt noch?" — ein deutscher Solarbetreiber im Photovoltaikforum, 13. März 2026.¹ Am 25. Februar 2025 ist das Solarspitzengesetz in Kraft getreten. Für jede neue Photovoltaikanlage liegt die Einspeisevergütung — der feste Preis, den der Netzbetreiber für eingespeisten Strom zahlt — jetzt bei null, sobald der Großhandelspreis am EPEX-SPOT-Day-Ahead-Markt ins Negative dreht.²

2024 waren das 457 Stunden, fast alle in der Sommermittagszeit.² Das Gesetz deckelt zudem die Einspeisung neuer 7–25-Kilowattpeak-Anlagen ohne iMSys (das intelligente Messsystem mit Steuerbox) auf 60 % der Leistung; Anlagen über 25 kWp müssen vom ersten Tag an fernsteuerbar sein; Anlagen über 100 kWp werden in den schlechten Stunden durch ihren Direktvermarkter — den zugelassenen Wholesale-Händler — entschädigungslos abgeregelt.³ Grant Thornton beziffert den Verlust pro Projekt bei der Stundenzahl von 2024 auf rund 2.660 € über zwanzig Jahre; die meisten Prognosen erwarten, dass diese Zahl weiter steigt.⁴

Der 20-Jahres-Vergütungszeitraum nach dem EEG wird zwar gestreckt, um die ausgefallenen Stunden auszugleichen, doch eine Nachzahlung in zwei Jahrzehnten refinanziert den Kredit nicht, mit dem die Module im letzten Frühjahr bezahlt wurden. EPCs — die Generalunternehmer, die die Anlage für den Eigentümer planen, beschaffen und bauen — bieten inzwischen zwei Preise an: mit Speicher und ohne.

457 Stunden Null-Einspeisevergütung in 2024 — fast alle zur Mittagszeit.

02Who solves this today

Fünf Anbieter am deutschen Markt, die sich öffentlich genau als Antwort auf die vom Solarspitzengesetz aufgerissene Lücke positionieren — Heim- und Gewerbespeicher mit EPEX-naher Steuerung, dynamische Tarife und Direktvermarktung für Anlagen über 100 kWp. Jede Website wurde zum Redaktionsdatum live geprüft. Die Liste ist bewusst kurz gehalten.

sonnen

Heimspeicherhersteller aus dem Allgäu. Auf der Startseite stehen die sonnenBatterie („bis zu 80 % Ihres Energiebedarfs vom eigenen Dach"), das virtuelle Kraftwerk sonnenVPP, der Energiemanager Smart-Energy-System und die sonnenApp — genau der Stack, mit dem ein 7–25-kWp-Eigentümer die Mittagsproduktion hinter dem Zähler aufsaugt, statt sie zum Nullpreis ins Netz zu schieben.

sonnen.de

1KOMMA5°

Hamburger Installateur für Aufdach-PV, Speicher, Wärmepumpen und Wallboxen. Die Startseite stellt Heartbeat AI (einen Haushaltsenergiemanager) und Dynamic Pulse (einen dynamischen Stromtarif) heraus — das Duo, das den Verbrauch entlang der EPEX-SPOT-Preise plant und die Einspeisung bei Negativpreisen abregelt.

1komma5.com

Enpal

Berliner Anbieter für Eigenheim-Solar und -Speicher. Die Startseite vermarktet Enpal.One+ als „Energiebetriebssystem" aus Photovoltaik, Wärmepumpe und dynamischem 19-Cent/kWh-Tarif mit hauseigenem Energiemanager — ausgelegt darauf, den Eigenverbrauch in den schlechten Preisstunden hoch- und die Einspeisung runterzudrücken.

enpal.de

Next Kraftwerke

Kölner Betreiber eines virtuellen Kraftwerks und Direktvermarkter. Die Startseite wirbt mit Direktvermarktung (dem Verkauf der Anlagenleistung am Großhandelsmarkt), Fahrplanbetrieb und Redispatch 2.0 für Solar-, Biogas-, Wind- und Speicheranlagen — also genau jener Händlerfunktion, die jetzt die Abregelung der >100-kWp-Anlagen in den Negativpreisstunden ausführen muss.

next-kraftwerke.de

Tibber

Paneuropäischer Anbieter dynamischer Stromtarife (Deutschland, Niederlande, Schweden, Norwegen). Die Startseite vermarktet EPEX-bepreisten Strom, den Echtzeit-Verbrauchszähler Pulse, Smart Charging fürs E-Auto und „Überschussladen" in einer App — damit ein Haushalt den Negativpreisstunden hinterherjagt, statt Erlöse an sie zu verlieren.

tibber.com/de

Auch angrenzende Anbieter wurden geprüft. Energy2market / e2m (e2m.energy), ein wichtiger deutscher Direktvermarkter für Anlagen über 100 kWp, ließ sich zum Redaktionsdatum katalogseitig nicht verifizieren — die Startseite lief im Katalog-WebFetch in einen Timeout. Ein erneuter Versuch ist geplant; bis zu einem sauberen 200er-Fetch nicht gelistet. SMA Solar Technology (sma.de) und Fronius (fronius.com) bauen Smart-Wechselrichter, die im selben Stack mitspielen, sind aber Komponentenhersteller und keine Endkunden-Lösungsanbieter und deshalb ausgeschlossen. EPEX SPOT, die Bundesnetzagentur und der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) werden in Abschnitt 01 als Großhandelsbörse, Regulierer und Branchenverband zitiert, nicht als Drittanbieter von Lösungen.

Help us improve this page

Report a mistake — or suggest a new solution

Spot a wrong number, dead source link, missing aspect, broken translation? Or know a vendor we should list as a solution? Tell us. The Director re-checks every report and either updates the page or writes back with a reason.

Listed companies — manage your entry. If you are one of the providers above and anything here is wrong, missing, or out of date — or you'd rather not be listed — write to us. Removal within 24 hours; corrections within 7 business days. We do not contact listed companies first; we publish what your own public marketing claims and respond when you reach out. Email contact@aikraft.com.

Operators discussing this

These are real German solar operators talking about this pain in their own words on the Photovoltaikforum. They are the reason this page exists.

«Pauschal max. 60% der kWp-Leistung darf eingespeist werden. Smart Meter muss installiert werden und dann wird die Anlage a) bei Bedarf abgeriegelt, dass sie nicht mehr einspeist und b) bekommt man in den sonnigen Monaten, bei Negativpreisstunden (400+ pro Jahr) keine Vergütung mehr. Habe ich das richtig verstanden? Lohnt sich dann so eine große Anlage, wie wir sie geplant haben, überhaupt noch?»

"A flat maximum of 60% of the kWp output may be fed in. A smart meter has to be installed and then the plant a) gets curtailed on demand so it can no longer feed in, and b) during the sunny months, in negative-price hours (400+ per year), you get no compensation any more. Have I understood that correctly? Is an installation that large, the way we planned it, even worth it?"

22 kWp in 2026 installiert, Solarspitzengesetz, lohnt sich die Anlage trotzdem? · Photovoltaikforum — 3 distinct German solar operators (CheoRatharsair, Nils_71636, Wacker — all flagged Betreiber/operator in their forum profile) discussing Solarspitzengesetz pay-back math in one thread, opened 13 March 2026.
«Ich möchte die zweite Anlage mit 6,1 KWP mit zusätzlichen Modulen (ca. 5 KWP) erweitern. Wäre noch innerhalb der 12 Monatsfrist. Greift dann das Solarspitzengesetz? Muss ich auf 60 Prozent begrenzen? Kann mir jemand die Berechnung erläutern?»

"I want to expand the second plant of 6.1 kWp with extra modules (about 5 kWp). It would still be inside the 12-month window. Does the Solarspitzengesetz then bite? Do I have to cap at 60 percent? Can anyone walk me through the maths?"

Erweiterung PV Anlage - Auswirkung Solarspitzengesetz · Photovoltaikforum — operator-vs-operator help thread on Solarspitzengesetz compliance maths; opened 12 November 2025, paired with the March 2026 thread above this gives a multi-month arc Nov 2025 → Mar 2026.