EEG 2025 für PV-Betreiber: Die drei wichtigsten Änderungen im 2026er Fahrplan

> **TL;DR:** Das EEG 2025 bringt für PV-Betreiber drei einschneidende Änderungen: die erweiterte Direktvermarktungspflicht ab 25 kWp, die Nullvergütung bei negativen Börsenpreisen ohne Viertelstunden-Karenz und die Pflicht zur fernsteuerbaren Leistungsreduzierung nach §9 EEG. Wer jetzt nicht Messkonzept, Vermarktungsvertrag und Anlagensteuerung überprüft, riskiert Ertragsausfälle im zweistelligen Prozentbereich.

Das sogenannte Solarspitzen-Gesetz, das Ende 2024 verabschiedet wurde und in Stufen bis 2026 greift, ist in der Praxis bei vielen Betreibern noch nicht angekommen. Ich bekomme wöchentlich Anfragen von Landwirten, Gewerbebetrieben und Kommunen, die bis vor kurzem davon ausgingen, ihre 150-kWp-Dachanlage laufe einfach weiter wie bisher. Tut sie nicht. Dieser Beitrag zeigt, worauf es 2026 ankommt – ohne Panikmache, aber mit klarem Blick auf die Zahlen.

## Was bedeutet das EEG 2025 für PV-Betreiber konkret?

Das EEG in der Fassung der Solarspitzen-Novelle (formal Teil des EnWG/EEG-Änderungsgesetzes 2024/2025) verschiebt den regulatorischen Rahmen für PV-Anlagen in drei Richtungen: mehr Marktintegration, weniger Einspeisung in Überschusszeiten und mehr Fernsteuerbarkeit. Für Anlagen, die vor 2024 in Betrieb gegangen sind, gilt weitgehend Bestandsschutz – aber eben nicht vollständig. Wer nachträglich erweitert oder repowered, fällt in das neue Regime.

Relevant sind vor allem Anlagen im Bereich 25 kWp bis 750 kWp. Das ist die Größenklasse, in der Landwirtschaft, Gewerbe und Wohnungswirtschaft heute planen. Für Großanlagen über 1 MW hat sich ohnehin wenig geändert, weil die ohnehin in der Direktvermarktung laufen. Für Kleinanlagen unter 25 kWp bleibt die feste Einspeisevergütung erhalten – mit einer wichtigen Ausnahme, zu der wir gleich kommen.

## Änderung 1: Direktvermarktungspflicht ab 25 kWp

Die wohl sichtbarste Änderung: Die Schwelle zur verpflichtenden Direktvermarktung sinkt. Bisher galt die Pflicht für Neuanlagen ab 100 kWp. Mit dem EEG 2025 wird diese Grenze stufenweise abgesenkt. Ab 2026 gilt für neu in Betrieb genommene Anlagen ab 25 kWp grundsätzlich die Direktvermarktungspflicht, wobei der Gesetzgeber eine vereinfachte Variante für kleinere Anlagen vorgesehen hat.

### Was heißt das praktisch?

Ein landwirtschaftlicher Betrieb, der 2026 eine 80-kWp-Anlage auf dem Stalldach installiert, kann nicht mehr einfach die feste Einspeisevergütung beim Netzbetreiber abrechnen. Er braucht einen Direktvermarkter, ein intelligentes Messsystem (iMSys) mit Steuerbox und einen Vertrag, der Marktprämie und eventuelle Pönalen regelt. Typische Direktvermarkter verlangen derzeit zwischen 0,3 und 0,8 ct/kWh Dienstleistungsentgelt – bei einem Ertrag von 850 kWh/kWp sind das schnell 200 bis 550 Euro jährlich, die vorher nicht anfielen.

### Vereinfachte Direktvermarktung ("Solarpaket I light")

Für Anlagen zwischen 25 und 100 kWp gibt es die Option der vereinfachten Direktvermarktung mit einem Vergütungssatz, der unter dem der klassischen Einspeisevergütung liegt – aber ohne Marktprämie. Das ist bewusst unattraktiv gestaltet, um den Weg in die echte Marktintegration zu fördern. Wer rechnen kann, geht zum Direktvermarkter.

Wir haben auf der [Stromfee Academy](https://stromfee.ai) einen Simulator, mit dem sich die beiden Modelle gegeneinander durchrechnen lassen – inklusive der Viertelstundenwerte für 2024 und Q1 2025.

## Änderung 2: Nullvergütung bei negativen Börsenpreisen

Die zweite Änderung ist die, die in Forenthreads für die meiste Aufregung sorgt: Negativpreise an der Börse führen künftig zu einer Null-Marktprämie – und zwar ohne die bisherige Karenz von vier aufeinanderfolgenden Viertelstunden. Jede einzelne Viertelstunde mit negativem Day-Ahead-Preis zählt.

### Wie oft kommt das vor?

2024 gab es laut EPEX-Daten 468 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen in Deutschland – ein Rekord. Der Großteil davon fiel in die PV-lastigen Monate April bis Juli, typischerweise zwischen 11 und 15 Uhr. Genau dann, wenn eine süd-ausgerichtete Dachanlage ihre Peak-Produktion hat.

Für eine 100-kWp-Anlage mit Südausrichtung schätzen wir den Ertragsausfall durch Nullvergütung auf 3 bis 7 Prozent des Jahresertrags – abhängig von Standort und Ausrichtung. Bei einer Ost-West-Anlage fällt der Effekt geringer aus, weil die Erzeugung breiter über den Tag verteilt ist und weniger in die kritischen Mittagsstunden fällt.

### Was können Betreiber tun?

Drei Optionen, in der Reihenfolge ihrer wirtschaftlichen Sinnhaftigkeit:

1. **Ost-West-Ausrichtung bei Neuanlagen:** Geringerer Peak, flacheres Profil, weniger Überlappung mit Negativpreisstunden.

2. **Batteriespeicher mit Arbitrage-Strategie:** Bei aktuellen Speicherpreisen von 400–600 €/kWh lohnt sich ein Speicher erst, wenn er mehrere Erlösquellen kombiniert (Eigenverbrauch, Arbitrage, ggf. Regelenergie).

3. **Abregelung statt Einspeisung:** Wenn der Preis negativ ist und keine Marktprämie gezahlt wird, ist die Anlage abzuschalten oder auf Eigenverbrauch zu fahren. Das setzt aber eine entsprechende Steuerungslogik voraus.

Wir tracken negative Preisstunden im [Stromfee Live-Dashboard](https://stromfee.ai) in Echtzeit – mit 15-Minuten-Forecast auf Basis unserer Prophet-ML-Pipeline über 96 Preissignale. Ein mittelständischer Nahwärmenetz-Betreiber, den wir begleiten, nutzt genau diese Signale, um seine 420-kWp-Freiflächenanlage automatisch gegen Null zu regeln.

## Änderung 3: Fernsteuerbarkeit nach §9 EEG und Redispatch 2.0

Die dritte Änderung ist technisch die anspruchsvollste: Die Pflicht zur fernsteuerbaren Reduzierung der Einspeiseleistung wird auf Anlagen ab 25 kWp ausgeweitet und mit den Mechanismen des Redispatch 2.0 verzahnt.

### Was bedeutet das technisch?

Eine PV-Anlage muss über ein Smart-Meter-Gateway mit Steuerbox (oder ein gleichwertiges System) verfügen, das der Netzbetreiber zur Leistungsreduzierung ansprechen kann. Die alte 70-Prozent-Regel entfällt für Bestandsanlagen, die in die neue Systematik überführt werden – stattdessen kann der Netzbetreiber bedarfsweise abrufen. Das klingt nach mehr Eingriff, ist in der Summe aber ertragsfreundlicher, weil die starre Kappung wegfällt.

Seit 2021 sind PV-Anlagen ab 100 kWp in Redispatch 2.0 eingebunden. Mit dem EEG 2025 wird diese Schwelle faktisch auf 25 kWp abgesenkt, mit vereinfachten Verfahren für die kleineren Anlagen. In unserer ClickHouse-Datenbank liegen mittlerweile über 4,4 Millionen Redispatch-Maßnahmen seit 2013 – auswertbar im [Stromfee Redispatch-Portal](https://stromfee.ai). Die Häufigkeit der Eingriffe in PV-Anlagen ist zwischen 2022 und 2024 deutlich gestiegen, vor allem in Bayern und Schleswig-Holstein.

### Welche Hardware brauche ich?

Für Neuanlagen ab 25 kWp ab 2026:

- Intelligentes Messsystem (iMSys) mit BSI-zertifiziertem Smart-Meter-Gateway

- Steuerbox (CLS-Kanal) für Fernsteuerung

- Wechselrichter mit entsprechender Schnittstelle (Modbus TCP, SunSpec oder vergleichbar)

- Anbindung an den Direktvermarkter und ggf. ans Netzbetreiberportal

Die Komplettkosten für Messkonzept und Steuerung liegen nach unserer Erfahrung zwischen 2.500 und 4.500 Euro einmalig, plus jährliche Messstellenentgelte. Das ist nicht wenig bei einer 30-kWp-Anlage – und genau deshalb wird die wirtschaftliche Grenze für PV im Gewerbe de facto nach oben verschoben.

## Was sollten Bestandsanlagen-Betreiber jetzt tun?

Bestandsanlagen (Inbetriebnahme vor 2024) genießen weitgehenden Vertrauensschutz. Die Nullvergütung bei Negativpreisen greift für sie in der Regel nicht, solange keine wesentliche Erweiterung erfolgt. Aber Vorsicht: Ein Repowering, eine PV-Erweiterung oder der nachträgliche Einbau eines Speichers kann die Anlage in die neue Systematik überführen.

Drei konkrete Schritte für 2026:

1. **Prüfen, unter welches Regime die Anlage fällt.** Bei Unsicherheit beim Netzbetreiber oder in der Stromfee Academy nachlesen.

2. **Direktvermarktungsvertrag überprüfen.** Viele alte Verträge regeln die Handhabung von Negativpreisen unzureichend. Nachverhandeln lohnt sich.

3. **Messkonzept dokumentieren.** Spätestens beim nächsten Zählertausch durch den grundzuständigen Messstellenbetreiber wird das Thema aktuell.

## Fazit: Solide Anlagen rechnen sich weiter – aber die Lücke schließt sich

Das EEG 2025 ist keine Katastrophe für PV-Betreiber, aber es beendet die Phase des "Anlage aufs Dach und vergessen". Wer 2026 eine Anlage plant, muss Direktvermarktung, Negativpreis-Exposition und Steuerungsinfrastruktur zusammendenken. Die Renditen verschieben sich: Süd-Ausrichtung wird relativ unattraktiver, Ost-West gewinnt, und Speicher werden bei richtiger Auslegung zum Renditehebel statt zum Kostenpunkt.

Für technische Fragen zur Anlagenintegration, zum Monitoring oder zur Direktvermarktungsstrategie: [Kontakt zu Stromfee](https://stromfee.ai/contact). Wir begleiten aktuell rund ein Dutzend PV-Projekte im Bereich 100 kWp bis 2 MW durch den Regime-Wechsel.

## FAQ

**Ab wann gilt die Direktvermarktungspflicht für 25-kWp-Anlagen?**

Für neu in Betrieb genommene Anlagen ab 2026. Bestandsanlagen bleiben grundsätzlich in ihrem bisherigen Regime, solange keine wesentliche Änderung erfolgt.

**Betrifft die Nullvergütung bei Negativpreisen auch meine 10-kWp-Dachanlage von 2022?**

Nein. Für Bestandsanlagen mit fester Einspeisevergütung gilt die Regelung nicht, solange keine Erweiterung oder kein Repowering erfolgt.

**Wie hoch ist der durchschnittliche Ertragsausfall durch Negativpreise für eine PV-Anlage?**

Nach unserer Einschätzung 3 bis 7 Prozent des Jahresertrags bei Südanlagen, weniger bei Ost-West. Belastbare Langzeitzahlen gibt es erst für wenige Jahre – das kann sich also noch verschieben.

**Was kostet die Nachrüstung mit Smart-Meter-Gateway und Steuerbox?**

Einmalig typischerweise 2.500 bis 4.500 Euro, plus jährliche Messstellenentgelte. Die Bandbreite hängt stark vom Messstellenbetreiber und der vorhandenen Wechselrichter-Infrastruktur ab.

**Lohnt sich ein Batteriespeicher nach dem EEG 2025 eher als vorher?**

Tendenziell ja, weil Negativpr

[gekürzt]