Stand: November 2026, geprüft mit PV*SOL premium 2026 (R8).

Kurze Antwort

PV*SOL bildet das Solarspitzengesetz über eine Pauschale ab. Du trägst ein, in wie vielen Stunden pro Jahr der Börsenpreis negativ ist, und PV*SOL streicht für diese Stunden die Vergütung der Einspeisung. Wann die Stunden liegen, legt die Software selbst fest, nach dem Muster der negativen Preise von 2024. Echte Börsenpreise lassen sich nicht hinterlegen, und der Batteriespeicher reagiert nicht auf negative Preise.

Damit lässt sich abschätzen, wie viel Vergütung bei einer bestimmten Zahl negativer Stunden wegfällt. Offen bleibt, wie viel Überschuss eines Gewerbebetriebs genau in die negativen Viertelstunden fällt und ob ein Speicher dann noch Platz hat.

Was regelt das Solarspitzengesetz für Gewerbe-PV?

Seit dem 25. Februar 2025 erhalten neue PV-Anlagen keine Vergütung für Strom, den sie bei negativem Börsenpreis einspeisen (§ 51 EEG). Das gilt für die Marktprämie in der Direktvermarktung genauso wie für die feste Einspeisevergütung. Weil der Day-Ahead-Markt seit Oktober 2025 in Viertelstunden handelt, zählt jede Viertelstunde mit negativem Preis.

Für Anlagen unter 100 kW gibt es eine Übergangsregel, bis ein intelligentes Messsystem eingebaut ist. Gewerbe-PV ab 100 kW ist ab der ersten negativen Viertelstunde betroffen. Was sich mit dem EEG 2027 für neue Gewerbeanlagen ändert, steht in unserem Überblick zum EEG 2027.

Wie oft ist der Börsenpreis negativ?

2023 war der Day-Ahead-Preis in Deutschland in 301 Stunden negativ, 2024 in 457 und 2025 in rund 575 Stunden. 2026 waren es bis Ende Oktober 465 Stunden. Die aktuelle Zahl zeigt unser Live-Tracker für negative Strompreise.

Negative Preise entstehen fast immer mittags, wenn viel Solarstrom im Netz ist. Deshalb trifft die Regel PV-Anlagen besonders. 2025 fiel knapp ein Viertel des deutschen Solarstroms in Zeiten mit negativem Börsenpreis (24 %), im Mai und Juni fast die Hälfte. 2024 waren es 18 %. Das zeigt unsere Auswertung der Daten der Bundesnetzagentur.

Für einen Gewerbebetrieb zählt dabei nur der Überschuss, der ins Netz geht. Der fällt aber genau mittags an. Was der Betrieb in diesen Viertelstunden selbst verbraucht oder speichert, ist von der Regel nicht betroffen. Für die Auslegung von PV und Speicher wird deshalb wichtig, wie viel Überschuss in negative Viertelstunden fällt. Wie die Marktprämie funktioniert und was ein Speicher daran ändert, erklären wir im Beitrag zum Marktprämienmodell. Wie stark eine konkrete PV-Anlage ohne Speicher betroffen ist, schätzt unser kostenloser Solarspitzen-Rechner mit Viertelstundenwerten ab.

Wie bildet man das Solarspitzengesetz in PV*SOL ab?

1. Einspeisekonzept und Tarif wählen
Unter „Wirtschaftlichkeit“ das Einspeisekonzept „Überschusseinspeisung“ und den passenden Einspeisetarif wählen. Das Feld für negative Preise gehört laut PV*SOL-Hilfe zu dieser Einspeisevariante und gilt nur für Deutschland.

2. Anzahl negativer Stunden eintragen
Im Feld „Anzahl Stunden mit negativem Strompreis im Jahr“ die erwartete Zahl eintragen. Daneben zeigt PV*SOL einen Vergleichswert für 2025 (576 Stunden), übernimmt ihn aber nicht automatisch. Erlaubt sind 0 bis 1.000 Stunden.

3. Varianten anlegen
Für jede Annahme eine eigene Projektvariante anlegen, zum Beispiel mit 300, 600 und 900 Stunden. PV*SOL setzt die eingegebene Zahl für jedes Jahr des Betrachtungszeitraums gleich an.

4. Über denselben Zeitraum vergleichen
Mit mehr negativen Stunden verlängert PV*SOL den Vergütungszeitraum und damit auch die Cashflow-Darstellung. Ein höherer kumulierter Cashflow ist deshalb kein Vorteil negativer Preise. Für den Vergleich der Varianten zählen Kennzahlen über denselben Zeitraum, zum Beispiel die Amortisation.

Wie verteilt PV*SOL die negativen Stunden über das Jahr?

Grundlage sind laut PV*SOL-Hilfe die tatsächlichen Zeitpunkte mit negativem Börsenpreis aus dem Jahr 2024, insgesamt 459 Stunden. Die Bundesnetzagentur zählt für 2024 457 Stunden, der Unterschied ist vernachlässigbar. Je nach Eingabe geht PV*SOL so vor:

• Weniger als 459 Stunden: PV*SOL wählt die Stunden zufällig aus den Zeitpunkten von 2024 aus. Die Verteilung über Tages- und Jahreszeit bleibt so erhalten.

• Mehr als 459 Stunden: Für jede zusätzliche Stunde sucht PV*SOL neben einem zufällig gewählten Zeitpunkt von 2024 die nächste freie Stunde. Die negativen Phasen an den Tagen von 2024 werden dadurch länger.

Jedes Jahr der Betrachtung bekommt so dasselbe Muster. In der Realität verschiebt es sich von Jahr zu Jahr, wie der Vergleich von 2024 und 2026 zeigt.

Wo liegen die Grenzen für Gewerbe-PV?

Vier Punkte schränken die Aussagekraft für Gewerbeprojekte ein. Sie wiegen umso schwerer, je mehr Überschuss die PV-Anlage mittags ins Netz speist und je wichtiger der Speicher für das Projekt ist.

1. Eine Zahl für alle Jahre

Wie viele negative Stunden ein Jahr bringt, schwankt stark. 2024 waren es 457, 2025 rund 575, und 2026 liegt bis Ende Oktober mit 465 Stunden wieder darunter. Dahinter stehen Wetter, der Zubau von PV und Speichern und die Frage, wie flexibel Verbrauch und Speicher auf Preise reagieren. PV*SOL setzt dagegen eine einzige Zahl für jedes Jahr an. Für eine belastbare Planung braucht es deshalb mehrere Varianten.

Außerdem nimmt PV*SOL höchstens 1.000 Stunden an. Für Stresstests mit deutlich mehr negativen Stunden ist das zu wenig.

2. Wetter und negative Preise stammen aus verschiedenen Jahren

PV*SOL rechnet die PV-Erzeugung standardmäßig mit einem typischen Wetterjahr aus Meteonorm- oder DWD-Daten. Die negativen Stunden stammen dagegen aus 2024. In der Realität hängen beide zusammen. Der Preis wird negativ, weil in ganz Deutschland die Sonne scheint. Im typischen Wetterjahr kann genau diese Stunde am Standort bewölkt sein.

Wie groß der Effekt ist, haben wir für ganz Deutschland nachgerechnet. 2024 fielen 18,3 % des Solarstroms in Stunden mit negativem Preis. Legt man dieselben Stunden über das Wetter der Jahre 2019 bis 2023 und 2025, sind es im Schnitt 16,5 %. Im Jahresmittel wird der Vergütungsausfall damit um rund ein Zehntel unterschätzt.

Wichtiger ist der einzelne Tag. Ob ein Speicher noch Platz hat, wenn der Preis negativ wird, hängt davon ab, wie viel die PV-Anlage am selben Vormittag schon erzeugt hat. Dafür müssen Wetter und Preis vom selben Tag stammen.

3. Nur ganze Stunden und keine Preishöhe

PV*SOL kennt pro Stunde nur zwei Zustände, negativ oder nicht. Der Day-Ahead-Markt handelt seit Oktober 2025 aber in Viertelstunden, und negative Phasen beginnen und enden oft mitten in der Stunde.

Auch die Höhe der Preise fehlt. Für eine Anlage in der Marktprämie ist das zweitrangig, solange der Preis positiv ist, weil die Marktprämie niedrige Monatsmarktwerte ausgleicht. Für einen Speicher ist die Preishöhe dagegen entscheidend, denn er soll laden, wenn der eingespeiste Solarstrom am wenigsten wert ist. Wie stark dieser Wert schwankt, zeigt der Profilfaktor Solar. 2025 brachte Solarstrom am Day-Ahead-Markt im Mittel rund 46 Euro pro Megawattstunde, der Durchschnitt aller Stunden lag bei 91 Euro.

4. Der Speicher reagiert nicht auf negative Preise

In PV*SOL arbeitet die Batterie nach Eigenverbrauchsoptimierung oder mit festen Lade- und Entladezeiten. Bei Eigenverbrauchsoptimierung lädt sie ab dem ersten Überschuss am Morgen. An sonnigen Tagen ist sie oft voll, bevor mittags die negativen Preise beginnen, und der restliche Überschuss geht ohne Vergütung ins Netz. Feste Ladezeiten helfen nur begrenzt, weil die negativen Phasen nicht jeden Tag zur selben Uhrzeit kommen. Dasselbe Problem zeigt sich bei der Lastspitzenkappung in PV*SOL.

Ein preissensitiver Speicher hält dagegen Platz frei und lädt in den Viertelstunden, in denen der Solarstrom am Markt am wenigsten bringt. Der Strom, der dann in den Speicher geht, hätte beim Einspeisen wenig oder nichts eingebracht. Die Opportunitätskosten für die gespeicherte Energie sind in diesen Viertelstunden am geringsten. Echte Börsenpreise kann PV*SOL auch für den Strombezug nicht verarbeiten, mehr dazu im Beitrag zu PV*SOL und dynamischen Stromtarifen.

Gilt die 60-%-Regel auch für Gewerbe-PV?

Nein, ab 100 kW gilt sie nicht. Die Begrenzung der Einspeisung auf 60 % der installierten Leistung betrifft neue Anlagen unter 100 kW, solange kein intelligentes Messsystem mit Steuerungseinrichtung eingebaut ist (§ 9 EEG, Details bei der Clearingstelle EEG|KWKG). Anlagen ab 100 kW müssen stattdessen fernsteuerbar sein.

Für kleinere Anlagen lässt sich die Grenze in PV*SOL unter „Optionen“ → „Projektoptionen“ → „AC-Netz“ einstellen. Dort die „Einspeiseabregelung“ aktivieren, relativ 60 % eintragen und „am Einspeisepunkt“ wählen. Automatisch passiert das nicht. Im Testprojekt war die Abregelung zunächst deaktiviert, angezeigt wurden 70 %.

Auch für Gewerbe-PV ist die Einstellung nützlich, etwa wenn der Netzbetreiber die Einspeiseleistung am Netzanschluss begrenzt. Dann trägt man die Grenze absolut in kW ein. Wie viel Einspeisekapazität eine Gewerbe-PV künftig braucht, steht im Beitrag zur Einspeisekapazität unter AgNes.

Die Alternative

Transparenzhinweis: Dieser Artikel stammt von Green Energy Tools, dem Anbieter der hier vorgestellten Alternative.

Mit Green Energy Tools …

• … rechnest du mit echten Day-Ahead-Preisen statt mit einer Stundenzahl. Die Börsenpreise vergangener Jahre wählst du per Dropdown aus, oder du lädst eigene Preise als CSV hoch, zum Beispiel ein Szenario mit mehr negativen Stunden. Damit ist für jede Viertelstunde bekannt, ob der Preis negativ ist und wie tief er liegt.

• … stammen PV-Erzeugung und Börsenpreise aus demselben Jahr. Die PV-Erzeugung wird für den Standort mit dem Wetter eines konkreten Jahres berechnet. So fällt jede negative Viertelstunde auf das Wetter, bei dem sie entstanden ist.

  

  
  

• … simulierst du einen preissensitiven Speicher. Weil die Software die Preise jeder Viertelstunde kennt, legt der Speicher seine Ladezyklen in die Zeiten, in denen die Vergütung am Markt am niedrigsten oder negativ ist. Dort sind die Opportunitätskosten für den Solarstrom im Speicher am geringsten. Das funktioniert allein oder im Multi-Use mit Eigenverbrauchsoptimierung und Lastspitzenkappung.

  

  
  

• … rechnest du mit deinem gemessenen Viertelstunden-Lastgang. Wie viel Überschuss mittags ins Netz geht, hängt vom Verbrauch des Betriebs ab.

• … vergleichst du Szenarien direkt nebeneinander, zum Beispiel mit und ohne Speicher oder mit Preisen aus verschiedenen Jahren.

• … ermittelt die Software die wirtschaftlich optimale Speichergröße, oder du vergleichst mehrere konkrete Speicher in einer Simulation.

Rechne deinen eigenen Fall durch. Lade deinen Viertelstunden-Lastgang hoch und sieh, was PV und Speicher mit echten Börsenpreisen bringen, negative Viertelstunden inklusive. → Demo buchen und eine Woche kostenlos testen

FAQ

Wo stellt man in PV*SOL die negativen Strompreise ein?

Auf der Seite „Wirtschaftlichkeit“ im Bereich „Einspeisetarif“, im Feld „Anzahl Stunden mit negativem Strompreis im Jahr“. Das Feld gehört zur Einspeisevariante „Überschusseinspeisung“ und erlaubt Werte von 0 bis 1.000 Stunden.

Wie viele negative Stunden sollte man in PV*SOL eintragen?

Eine richtige Zahl gibt es nicht, weil sie von Jahr zu Jahr schwankt. 2024 waren es 457 Stunden, 2025 rund 575 und 2026 bis Ende Oktober 465. Sinnvoll ist ein Basiswert in dieser Größenordnung und je eine Variante mit deutlich weniger und deutlich mehr Stunden.

Übernimmt PV*SOL die Zahl der negativen Stunden automatisch?

Nein. PV*SOL premium 2026 (R8) zeigt neben dem Eingabefeld einen Vergleichswert für 2025 an (576 Stunden), übernimmt ihn aber nicht. Die Zahl trägt man selbst ein.

Kann man in PV*SOL echte Börsenpreise für das Solarspitzengesetz importieren?

Nein. PV*SOL arbeitet nur mit der Anzahl negativer Stunden und leitet die Zeitpunkte aus den negativen Preisen von 2024 ab. Börsenpreise als Zeitreihe lassen sich weder für die Einspeisung noch für den Strombezug hinterlegen.

Warum steigt der Cashflow in PV*SOL mit mehr negativen Stunden?

Weil PV*SOL den Vergütungszeitraum verlängert und die Cashflow-Darstellung entsprechend länger wird. Die zusätzlichen Jahre bringen zusätzliche Einsparungen in die Summe. Die Amortisation verbessert sich dadurch nicht, denn die Verlängerung greift erst nach dem 20. Jahr. Varianten sollte man deshalb über denselben Zeitraum vergleichen.

Berücksichtigt PV*SOL die 60-%-Regel automatisch?

Nein. Die Einspeiseabregelung muss man unter „Optionen“ → „Projektoptionen“ → „AC-Netz“ selbst aktivieren und auf 60 % „am Einspeisepunkt“ stellen. Ob die Regel für ein Projekt gilt, muss man ebenfalls selbst prüfen. Für Anlagen ab 100 kW gilt sie nicht.

Reagiert der Batteriespeicher in PV*SOL auf negative Strompreise?

Nein. Die Batterie arbeitet nach Eigenverbrauchsoptimierung oder mit festen Lade- und Entladezeiten und hält keinen Platz für negative Viertelstunden frei. Valentin Software schreibt dazu im eigenen Forum, das Energiemanagement sei auf maximalen Eigenverbrauch optimiert.

Quellen

• EEG: § 51 Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen

• EEG: § 9 Technische Vorgaben

• Clearingstelle EEG|KWKG: Häufige Rechtsfrage zur 60-%-Regel nach § 9 EEG

• PV*SOL-Hilfe: Wirtschaftlichkeit, Solarspitzen-Gesetz

• PV*SOL-Hilfe: Anlagenart, Klima und Netz

• PV*SOL-Hilfe: Climate data

• Valentin Software Forum: Charging and discharging battery energy from the grid

• Day-Ahead-Preise und Solarerzeugung: Bundesnetzagentur | SMARD.de, abgerufen über Energy-Charts, eigene Auswertung, Stand 01.11.2026

• Screenshots: eigene Aufnahmen aus PV*SOL premium 2026 (R8)

PV*SOL® ist eine eingetragene Marke der Valentin Software GmbH.