EEG-Vergütung 2026: Der vollständige Leitfaden für Investoren und Unternehmen
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Die EEG-Vergütung 2026 liegt bei 7,78 ct/kWh (Teileinspeisung) bzw. 12,34 ct/kWh (Volleinspeisung) — mit halbjährlicher Degression und einem fundamentalen Systemwechsel ab 2027. Wer bis zum 31. Dezember 2026 eine Photovoltaikanlage in Betrieb nimmt, sichert sich 20 Jahre garantierte Förderung nach dem bewährten EEG-System — ohne die CfD-Rückzahlungspflicht, die ab Juli 2027 für alle Neuanlagen gilt. Dieser Leitfaden erklärt alle aktuellen Vergütungssätze, die historische Entwicklung seit 2000, den Unterschied zwischen Voll- und Teileinspeisung sowie die Konsequenzen der CfD-Reform für Investoren und Unternehmen.
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Die EEG-Vergütung 2026 liegt bei 7,78 ct/kWh (Teileinspeisung ≤ 10 kWp) bzw. 12,34 ct/kWh (Volleinspeisung) — und sinkt halbjährlich um 1 %. Wichtiger als die Vergütungshöhe ist das Systemende: Ab dem 17. Juli 2027 schreibt EU-Recht zweiseitige Differenzverträge (CfD) vor, die Übergewinne zurückfordern. Wer bis 31. Dezember 2026 eine Anlage in Betrieb nimmt, sichert sich 20 Jahre Bestandsschutz ohne Clawback-Risiko. Unternehmen, die eine eigene PV-Anlage planen, finden den richtigen Einstieg unter logicenergy.de/eigene-pv-anlage.
1. Was ist die EEG-Vergütung — und wie funktioniert sie?
Die EEG-Vergütung ist eine gesetzlich garantierte Zahlung für jede ins Stromnetz eingespeiste Kilowattstunde Solarstrom — unabhängig vom Börsenstrompreis, für 20 Jahre ab Inbetriebnahme. Die Höhe der Vergütung hängt von der Anlagenleistung und dem Einspeisungsmodell ab. Rechtsgrundlage: §§ 21 und 48 EEG 2023. Anspruchsberechtigt sind alle Betreiber von Photovoltaikanlagen bis 1.000 kWp, die im Marktstammdatenregister der BNetzA registriert sind. Die Registrierung im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur ist Voraussetzung für den Erhalt der EEG-Förderung.
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wurde im Jahr 2000 als weltweit erstes Gesetz seiner Art verabschiedet und hat den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland grundlegend geprägt. Das Grundprinzip hat sich seither nicht geändert: Wer in Deutschland eine Photovoltaikanlage betreibt und Solarstrom ins öffentliche Stromnetz einspeist, erhält für jede Kilowattstunde Strom einen festen Cent-Betrag — und zwar für exakt 20 Jahre, gerechnet ab dem Datum der Inbetriebnahme der Anlage.
Der Vergütungssatz wird beim Bau der Solaranlage einmalig festgeschrieben und gilt für die gesamte Laufzeit. Spätere Gesetzesänderungen, sinkende Börsenpreise für Strom oder politische Kurswechsel ändern daran nichts. Deutschland hat in über 25 Jahren EEG-Geschichte noch nie rückwirkend Vergütungssätze für Bestandsanlagen gekürzt.
Die zwei Wege zur EEG-Vergütung
In der Praxis gibt es zwei technisch unterschiedliche Wege, die EEG-Förderung zu erhalten:
Feste Einspeisevergütung (§ 21 EEG): Der Netzbetreiber zahlt für die Einspeisung von PV-Strom einen festen Betrag in Cent pro kWh direkt — ohne Marktbezug, ohne Intermediär. Diese Möglichkeit steht für EEG-Anlagen bis 100 kWp Anlagenleistung offen.
Marktprämienmodell / Direktvermarktung (§ 20 EEG): Die Solaranlage vermarktet ihren Strom über einen Direktvermarkter am Spotmarkt ins Netz. Liegt der Börsenwert unter dem EEG-Referenzwert (dem sog. anzulegenden Wert), zahlt der Netzbetreiber die Differenz als Marktprämie. Liegt er darüber, verbleibt der Mehrerlös vollständig beim Betreiber. Ab 100 kWp Pflicht für jede Anlage.
Beide Wege sichern denselben wirtschaftlichen Mindesterlös. Die Direktvermarktung bringt strukturell rund 0,4 Cent pro Kilowattstunde mehr (Differenz zwischen anzulegendem Wert und festem Vergütungssatz) — und in Hochpreisphasen deutlich mehr. Eine detaillierte Analyse der Direktvermarktungserlöse bietet unser Artikel zur Direktvermarktung von PV-Strom 2026.
Welche PV-Anlagen haben Anspruch auf EEG-Vergütung?
Anspruchsberechtigt sind grundsätzlich alle Betreiber von PV-Anlagen bis 1.000 kWp, sofern die Photovoltaikanlage in Deutschland steht, beim Marktstammdatenregister der BNetzA registriert ist und die technischen Anforderungen nach § 9 EEG erfüllt. Die Registrierung im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur ist Voraussetzung für den Erhalt der EEG-Förderung — ohne sie besteht kein Vergütungsanspruch. Die PV-Leistung der Anlage bestimmt sowohl die Vergütungshöhe als auch den zulässigen Vergütungsweg. Ab 1.000 kWp installierter Leistung greift die Ausschreibungspflicht (s. Abschnitt 2).
2. Aktuelle Einspeisevergütung 2026: Alle Sätze im Überblick
Seit dem 1. Februar 2026 gilt für Dach-Solaranlagen bis 10 kWp eine Einspeisevergütung von 7,78 Cent pro kWh (Teileinspeisung) und 12,34 Cent pro kWh (Volleinspeisung). Die Höhe der EEG-Förderung sinkt am 1. August 2026 erneut um ca. 1 %. Quelle: Bundesnetzagentur / BSW Solarwirtschaft, Stand April 2026.
Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die geltenden Fördersätze für Photovoltaikanlagen halbjährlich. Maßgeblich ist immer der Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage — nicht der Zeitpunkt der Beauftragung oder Baugenehmigung. Die Frist für den nächsten Vergütungswechsel läuft am 31. Juli 2026 aus. Die folgenden Werte gelten für PV-Anlagen mit Inbetriebnahme vom 1. Februar bis 31. Juli 2026.
Gebäudeanlagen (Dach- und Fassaden-PV) — Teileinspeisung
Bei der Teileinspeisung — auch Überschusseinspeisung genannt — wird nur der Solarstrom, der nach dem Eigenverbrauch übrig bleibt, ins Stromnetz eingespeist. Die PV-Module erzeugen Strom für den Eigenbedarf; nur was die Anlage nicht selbst nutzt, geht ins Netz. Diese Variante ist für die meisten Dachanlagen mit Eigenverbrauch die wirtschaftlichere Wahl:
Bis 10 kWp: 7,78 ct/kWh (anzulegender Wert: 8,18 ct/kWh)
10 bis 40 kWp: 6,73 ct/kWh (anzulegender Wert: 7,13 ct/kWh)
40 bis 100 kWp: 5,50 ct/kWh (anzulegender Wert: 5,90 ct/kWh)*
Gebäudeanlagen — Volleinspeisung
Bei der Volleinspeisung leiten die PV-Module den gesamten erzeugten Strom direkt ins Netz — die Anlage produziert ausschließlich für die Einspeisung. Die Vergütung je Kilowattstunde ist höher als bei der Teileinspeisung, ein Eigenverbrauch findet nicht statt:
Bis 10 kWp: 12,34 ct/kWh (anzulegender Wert: 12,74 ct/kWh)
10 bis 40 kWp: 10,35 ct/kWh (anzulegender Wert: 10,75 ct/kWh)
40 bis 100 kWp: 10,35 ct/kWh (anzulegender Wert: 10,75 ct/kWh)*
* Der Zuschlag von +1,5 ct/kWh (Solarpaket I) für 40–1.000 kWp ist noch nicht eingerechnet — EU-beihilferechtliche Genehmigung steht aus (Stand April 2026).
| Leistungsklasse | Teileinspeisung | Volleinspeisung | Anzulegender Wert (Teil.) |
|---|---|---|---|
| ≤ 10 kWp | 7,78 ct/kWh | 12,34 ct/kWh | 8,18 ct/kWh |
| 10–40 kWp | 6,73 ct/kWh | 10,35 ct/kWh | 7,13 ct/kWh |
| 40–100 kWp* | 5,50 ct/kWh | 10,35 ct/kWh | 5,90 ct/kWh |
| Freifläche ≤ 1.000 kWp | 6,26 ct/kWh | 6,66 ct/kWh | |
| Mieterstrom ≤ 10 kWp | +2,54 ct/kWh Zuschlag | — | |
| Mieterstrom 10–40 kWp | +2,36 ct/kWh Zuschlag | — | |
| Mieterstrom 40–1.000 kWp | +1,59 ct/kWh Zuschlag | — | |
* Zuschlag +1,5 ct/kWh (Solarpaket I) für 40–1.000 kWp noch nicht eingerechnet — EU-Genehmigung ausstehend. Gilt für Inbetriebnahme 01.02.–31.07.2026. Quelle: Bundesnetzagentur / BSW Solarwirtschaft, Stand April 2026.
Mieterstromzuschlag und sonstige Anlagen
Mieterstromzuschlag ≤ 10 kWp: 2,54 ct/kWh
Mieterstromzuschlag 10–40 kWp: 2,36 ct/kWh
Mieterstromzuschlag 40–1.000 kWp: 1,59 ct/kWh
Sonstige PV-Anlagen (Freifläche ≤ 1.000 kWp): 6,26 ct/kWh (anzulegender Wert: 6,66 ct/kWh)
Degression: Neue Sätze ab August 2026
Die EEG-Förderung für Solaranlagen sinkt seit Februar 2024 halbjährlich um jeweils 1 % (§ 49 EEG 2023). Am 1. August 2026 greift die nächste Absenkung der Fördersätze. Die Höhe der projizierten Vergütung in Cent pro kWh (Teileinspeisung):
Feb–Jul 2025: 7,94 ct/kWh (≤ 10 kWp) | 6,82 ct/kWh (10–40 kWp)
Aug–Jan 2026: 7,86 ct/kWh | 6,73 ct/kWh
Feb–Jul 2026 (aktuell): 7,78 ct/kWh | 6,73 ct/kWh
Aug–Jan 2027 (projiziert): ~7,71 ct/kWh | ~6,67 ct/kWh
⚠️ Hinweis: Die August-2026-Werte sind Projektionen auf Basis der 1-%-Regel. Die offiziellen Werte werden von der Bundesnetzagentur kurz vor dem 1. August veröffentlicht. Diesen Artikel danach aktualisieren.
| Zeitraum | ≤ 10 kWp Teileinspeisung | 10–40 kWp Teileinspeisung | ≤ 10 kWp Volleinspeisung |
|---|---|---|---|
| Feb–Jul 2025 | 7,94 ct/kWh | 6,82 ct/kWh | 12,60 ct/kWh |
| Aug 2025–Jan 2026 | 7,86 ct/kWh | 6,73 ct/kWh | 12,47 ct/kWh |
| Feb–Jul 2026 ← aktuell | 7,78 ct/kWh | 6,73 ct/kWh | 12,34 ct/kWh |
| Aug 2026–Jan 2027 (proj.) | ~7,71 ct/kWh | ~6,67 ct/kWh | ~12,23 ct/kWh |
Degression: 1 % halbjährlich (§ 49 EEG 2023). Aug-2026-Werte sind Projektionen — offizielle Veröffentlichung durch BNetzA kurz vor dem 1. August 2026. Quelle: Bundesnetzagentur / BSW Solarwirtschaft.
Ausschreibungspflicht ab 1.000 kWp — BNetzA-Zuschlagswerte 2026
Seit Solarpaket I (Mai 2024) gilt die Ausschreibungsgrenze für Photovoltaik-Dachanlagen bei 1.000 kWp PV-Leistung. Für Freiflächenanlagen besteht die Pflicht ebenfalls ab 1 MWp. Der über die Anlage erzeugte Strom wird dann nicht mehr fest vergütet, sondern über Auktionen am Netz vermarktet. Die Zuschlagswerte bestimmen die vier Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam mit der Bundesnetzagentur. Aktuelle Ausschreibungsergebnisse für PV-Anlagen:
Freifläche, Februar 2026: Zuschlagsbereich 5,19–5,5 ct/kWh, Ø 5,54 ct/kWh
Dachanlagen > 1 MWp, Februar 2026: Zuschlagsbereich 7,88–10,00 ct/kWh, Ø 9,56 ct/kWh
Höchstwert Dachanlagen 2026: 10,00 ct/kWh (2025: 10,40 ct/kWh)
Runde Februar 2026 Dachanlagen: deutlich unterzeichnet — nur 177 MW eingereicht bei 283 MW ausgeschriebener Menge
3. Einspeisevergütung Tabelle: Die Entwicklung von 2000 bis 2026
Von 50,62 ct/kWh im Jahr 2000 auf den historischen Höchstwert von 57,40 ct/kWh im Jahr 2004 — und heute auf 7,78 ct/kWh: Die Einspeisevergütung für Photovoltaik ist seit 2004 um über 86 % gesunken. Der Rückgang spiegelt direkt die fallenden Kosten für PV-Anlagen wider. Die Degression des Erneuerbare-Energien-Gesetzes war konstruktiv so angelegt, dass der Markt wächst, sobald Solaranlagen günstiger werden.
📊 Hinweis für Squarespace: SVG-Balkendiagramm (Historische Vergütungsentwicklung 2000–2026, Farben #002A4E/#FFC000) ist im HTML-Dokument als separate Datei enthalten. Als Code-Block vor diesen Abschnitt einfügen.
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz und seine Degressionslogik
Das EEG wurde nicht als statisches Förderprogramm entworfen, sondern als selbst-regulierender Mechanismus: Je mehr PV-Anlagen installiert wurden und je günstiger die Produktionskosten für Solarstrom sanken, desto schneller sollte die Vergütung sinken. Das Gesetz zielte darauf ab, den Ausbau erneuerbarer Energien so zu steuern, dass Photovoltaik schrittweise wettbewerbsfähig gegenüber konventioneller Energieversorgung wird — ohne dauerhaft Geld aus dem Staatshaushalt zu kosten. Dieses Prinzip erklärt die gesamte Entwicklung der Einspeisevergütung von 2000 bis heute.
Einspeisevergütung Entwicklung Tabelle 2000–2026
Die wichtigsten Meilensteine der Vergütungsentwicklung (Referenz: Dach-Solaranlage ≤ 10–30 kWp, fester Vergütungssatz):
2000: 50,62 ct/kWh — EEG tritt in Kraft, einheitlicher Satz für alle Solaranlagen
2004: 57,40 ct/kWh — historischer Höchstwert, EEG 2004 erhöht die Förderung für Photovoltaik, Markt explodiert
2008: 46,75 ct/kWh — jährliche 5-%-Degression greift seit 2005
Juli 2010: 34,05 ct/kWh — Notfall-Kürzung ~−13 % durch PV-Novelle 2010 wegen Rekordzubau
April 2012: 19,50 ct/kWh — schärfste Einschnitte der EEG-Geschichte: monatliche 1-%-Degression + Einmalkürzung ~20 %
2014: 12,88 ct/kWh — EEG 2014 führt Direktvermarktungspflicht für große PV-Anlagen ein
2017: 12,30 ct/kWh — EEG 2017 bringt Ausschreibungssystem für Photovoltaikanlagen > 750 kWp
2020: 9,87 ct/kWh — beschleunigte Degression wegen hohem Zubau an Solaranlagen
Juli 2022: 6,24 ct/kWh — historischer Tiefpunkt der Einspeisevergütung
August 2022: 8,20 ct/kWh (T) / 13,00 ct/kWh (V) — erste Vergütungserhöhung in der EEG-Geschichte, EEG 2023 ("Osterpaket") führt Volleinspeisung für erneuerbare Energien neu ein
Februar 2024: 8,11 ct/kWh (T) / 12,87 ct/kWh (V) — halbjährliche 1-%-Degression beginnt
Februar 2025: 7,94 ct/kWh (T) / 12,60 ct/kWh (V) — Solarspitzengesetz tritt in Kraft
Februar 2026:7,78 ct/kWh (T) / 12,34 ct/kWh (V) — aktuell gültig
(T) = Teileinspeisung, (V) = Volleinspeisung, jeweils ≤ 10 kWp Dachanlage
| Jahr | Vergütung (ct/kWh) | EEG-Version / Ereignis |
|---|---|---|
| 2000 | 50,62 | EEG tritt in Kraft — einheitlicher Satz für alle Solaranlagen |
| 2004 | 57,40 | EEG 2004 — historischer Höchstwert, Markt explodiert |
| 2008 | 46,75 | 5-%-Degression seit 2005 greift |
| Jul 2010 | 34,05 | PV-Novelle — Notfall-Kürzung ~−13 % wegen Rekordzubau |
| Apr 2012 | 19,50 | Schärfste Einschnitte der EEG-Geschichte — monatliche 1-%-Degression + Einmalkürzung ~20 % |
| 2014 | 12,88 | EEG 2014 — Direktvermarktungspflicht für große PV-Anlagen |
| 2017 | 12,30 | EEG 2017 — Ausschreibungssystem für PV > 750 kWp |
| 2020 | 9,87 | Beschleunigte Degression wegen hohem Zubau |
| Jul 2022 | 6,24 | Historischer Tiefpunkt der Einspeisevergütung |
| Aug 2022 | 8,20 (T) / 13,00 (V) | EEG 2023 — erste Vergütungserhöhung in der EEG-Geschichte, Volleinspeisung neu eingeführt |
| Feb 2024 | 8,11 (T) / 12,87 (V) | Halbjährliche 1-%-Degression beginnt |
| Feb 2025 | 7,94 (T) / 12,60 (V) | Solarspitzengesetz tritt in Kraft |
| Feb 2026 | 7,78 (T) / 12,34 (V) | Aktuell gültig — letztes volles Halbjahr vor EEG-Systemwechsel 2027 |
Referenz: Dachanlagen ≤ 10–30 kWp, fester Vergütungssatz. (T) = Teileinspeisung, (V) = Volleinspeisung. Quellen: BNetzA Archiv, BSW Solarwirtschaft, Clearingstelle EEG|KWKG, SFV.
Die historische Entwicklung zeigt den wichtigsten Trend: Vergütung und Investitionskosten für Photovoltaikanlagen sind parallel gefallen. Wer 2026 investiert, profitiert von Systemkosten auf historischem Tiefstand (ca. 1.015 €/kWp) bei immer noch garantierter EEG-Förderung für 20 Jahre — bevor das bisherige Fördersystem 2027 ausläuft.
4. Volleinspeisung vs. Teileinspeisung — was lohnt sich wann?
Eigenverbrauch von selbst erzeugtem Solarstrom ist mit ~35 Cent pro kWh Ersparnis etwa dreimal so viel Geld wert wie die beste Volleinspeisungsvergütung (12,34 ct/kWh). Volleinspeisung lohnt sich nur bei sehr geringem Eigenverbrauch unter ca. 15–20 % — zum Beispiel bei Lagerhallen oder eigens dafür errichteten Photovoltaikanlagen. Für die meisten Gewerbetreibenden gibt es wirtschaftlich bessere Möglichkeiten als die Volleinspeisung: Teileinspeisung mit maximiertem Eigenverbrauch ist die überlegene Wahl.
Seit August 2022 können Betreiber von Photovoltaik-Dachanlagen zwischen zwei Einspeisungsmodellen wählen. Volleinspeiser erhalten dabei in der Regel höhere Vergütungssätze als Teileinspeiser — 2026 sind es 12,34 ct/kWh gegenüber 7,78 ct/kWh für Anlagen bis 10 kWp. Die Entscheidung hat erhebliche wirtschaftliche Auswirkungen und sollte vor dem Bau getroffen werden — ein Wechsel ist zwar jährlich möglich (Meldung bis 30. November für das Folgejahr), aber der Vergütungssatz bleibt beim Inbetriebnahmedatum fixiert.
Rechenbeispiel: 10 kWp Dachanlage, 30 % Eigenverbrauch
Annahmen: 10 kWp Anlage, 9.500 kWh/Jahr, 30 % Eigenverbrauch (2.850 kWh), Strombezugspreis 35 Cent pro kWh:
Teileinspeisung:
Eigenverbrauch: 2.850 kWh × 35 ct = 997,50 € eingesparter Strombezug
Einspeisung: 6.650 kWh × 7,78 ct = 517,37 € Vergütung
Summe: 1.514,87 €/Jahr
Volleinspeisung:
Einspeisung: 9.500 kWh × 12,34 ct = 1.172,30 € Vergütung
Strom muss vollständig aus dem Netz bezogen werden
Summe Vergütung: 1.172,30 €/Jahr
Vorteil Teileinspeisung: ~343 € mehr Geld pro Jahr
⚠️ Hinweis: Dieses Rechenbeispiel dient der Veranschaulichung und basiert auf beispielhaften Annahmen. Tatsächliche Ergebnisse hängen von Standort, Anlagengröße, individuellem Stromverbrauchsprofil und Netzbetreiber ab. Keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung.
Wann Volleinspeisung sinnvoll ist
Gebäude mit sehr geringem oder keinem Stromverbrauch (Lagerhallen, Scheunen, Leerstände)
Als separates Zweit-System neben einer bestehenden Eigenverbrauchsanlage (§ 100 Abs. 14 EEG erlaubt innerhalb von 12 Monaten zwei getrennte Photovoltaikanlagen)
Bei Eigenverbrauchsquote unter ca. 15–20 %
Für Unternehmen mit hohem Eigenstrombedarf ist die Eigenverbrauchsoptimierung der stärkste Renditetreiber — weit vor der Einspeisevergütung für ins Netz gelieferten Solarstrom. Die Kosten für selbst erzeugten Strom liegen deutlich unter dem Netzstrompreis: Eine Anlage produziert Strom für unter 8 Cent pro kWh, während Netzstrom 35–40 Cent pro kWh kostet. Welche Renditen eine gewerbliche PV-Anlage realistisch erzielen kann, zeigt unser Artikel zur Solaranlage Rendite 2026. Eine generelle Übersicht über Photovoltaik für Industrie finden Sie in unserem Leitfaden.
5. Anzulegender Wert, Marktprämie und Direktvermarktung
Der anzulegende Wert ist der EEG-Referenzpreis, aus dem sich sowohl die feste Einspeisevergütung (minus 0,4 Cent pro Kilowattstunde) als auch die gleitende Marktprämie berechnen. Bei der Direktvermarktung zahlt der Netzbetreiber die Differenz zwischen anzulegendem Wert und aktuellem Monatsmarktwert Solar — und bei Überpreisen behält der Betreiber den Mehrerlös vollständig. Ab 100 kWp installierter Leistung ist die Direktvermarktung für PV-Anlagen gesetzlich verpflichtend.
Wie die gleitende Marktprämie funktioniert
Die Formel lautet: Marktprämie = Anzulegender Wert − Monatsmarktwert Solar
Marktwert PV-Strom: Schwankungsbreite 2025
Der Monatsmarktwert Solar (MMW) ist der durchschnittliche, nach Erzeugungsprofil gewichtete Spotmarktpreis für Solarstrom eines Monats — veröffentlicht monatlich von den vier Übertragungsnetzbetreibern auf netztransparenz.de. Der MMW für PV-Strom 2025 schwankte an der Strombörse stark: von 11,51 ct/kWh im Januar bis hinunter zu 1,997 ct/kWh im Mai (Jahresschnitt: 4,508 ct/kWh).
Liegt der MMW unter dem anzulegenden Wert, leistet der Netzbetreiber die Differenz als Marktprämie — das ist der staatliche Beitrag zur Wirtschaftlichkeit der Anlage. Liegt der MMW darüber, fällt die Marktprämie auf null — aber der Betreiber behält alle Erlöse aus dem Strom, den er ins Netz einspeist. Das EEG-Fördersystem für erneuerbare Energien ist damit asymmetrisch: es garantiert ein Minimum, begrenzt nach oben aber keinen Gewinn. Genau diese Asymmetrie endet mit der CfD-Reform 2027 (dazu mehr in Abschnitt 7).
Direktvermarktungspflicht: Wer muss, wer kann?
PV-Anlagen > 100 kWp: Direktvermarktungspflicht (§ 20, § 22 Abs. 3 EEG 2023)
Photovoltaikanlagen ≤ 100 kWp: freie Wahl zwischen fester Einspeisevergütung und freiwilliger Direktvermarktung
Seit Solarpaket I: Solaranlagen unter 25 kWp benötigen keine Fernsteuerbarkeit mehr für die Direktvermarktung
Monatlicher Wechsel zwischen den Modellen möglich (Voranmeldung > 1 Monat)
Wichtig für die Planung: Eine ursprünglich im Solarspitzengesetz vorgesehene Absenkung der Direktvermarktungspflicht auf 75 kWp (2026) und 25 kWp (2027) wurde im finalen Gesetz nicht umgesetzt. Die 100-kWp-Leistungsgrenze bleibt bestehen. Verschiedene Quellen, die niedrigere Schwellenwerte angeben, beziehen sich auf verworfene Entwurfsfassungen.
6. Solarspitzengesetz: Nullvergütung bei negativen Strompreisen
Seit dem 25. Februar 2025 gilt: Neue Solaranlagen ab 2 kWp erhalten bei negativen Börsenstrompreisen sofort — ab der ersten negativen Viertelstunde — keine EEG-Vergütung mehr. 2025 waren das 573 Stunden (Quelle: SMARD/BNetzA). Der § 51a EEG enthält einen Kompensationsmechanismus, der Vergütungsausfälle nach 20 Jahren nachholt — aber mit Halbierungsfaktor 0,5 nur begrenzt wirkt. Bestandsanlagen vor dem 25.02.2025 bleiben vollständig geschützt.
Das Solarspitzengesetz (BGBl. 2025 I Nr. 51) hat das bisherige Stundenpuffer-System vollständig abgelöst.
Was sich konkret geändert hat
Vor dem 25.02.2025: Vergütungsausfall für Photovoltaikanlagen erst nach 3 zusammenhängenden Negativpreis-Stunden, nur für Anlagen ≥ 400 kW Leistung
Ab dem 25.02.2025 (Neuanlagen): EEG-Vergütung fällt auf null ab der ersten negativen Viertelstunde — für alle Solaranlagen ab 2 kWp
Anlagen 2–100 kWp: Die Regel greift erst nach Installation eines intelligenten Messsystems (iMSys/Smart Meter); bis dahin gilt eine Einspeisebegrenzung auf 60 % der installierten Leistung ins Stromnetz
Bestandsschutz: PV-Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 25.02.2025 unterliegen weiterhin den alten, milderen Regelungen (§ 100 Abs. 46 EEG)
573 Stunden Negativpreise 2025 — und die Tendenz
Die Entwicklung der Negativpreis-Stunden zeigt einen klaren Trend:
2022: 69 Stunden
2023: 301 Stunden (+336 %)
2024: 457 Stunden (+52 %)
2025: 573 Stunden (+25 %) — entspricht ca. 6,5 % aller Jahresstunden
Monatsrekord Juni 2025: 141 Stunden an 23 Tagen
Prognose 2026: 700–900 Stunden bei weiter steigendem PV-Zubau
Laut einer Analyse von Grant Thornton hätten unter den neuen Regeln bis zu 18,4 % der potenziellen Einnahmen aus der Einspeisung von Solarstrom im Segment 2–400 kWp 2024 nicht vergütet werden dürfen. Für Investoren in EEG-Anlagen ist das ein ernstzunehmendes Risiko — das sich durch Batteriespeicher und intelligentes Lademanagement aktiv adressieren lässt. Der Speicher leistet dabei einen doppelten Beitrag: Er verhindert Vergütungsausfälle und generiert zusätzliche Erlöse durch Strom-Arbitrage im Netz.
Wie das Solarspitzengesetz konkret auf bestehende und geplante Photovoltaikanlagen wirkt und wie der § 51a EEG Kompensationsmechanismus im Detail funktioniert, erklärt unser Cluster-Artikel zum Solarspitzengesetz für PV-Investoren.
7. CfD-Reform 2027: Was sich nach dem Investitionsfenster ändert
Ab dem 17. Juli 2027 verpflichtet EU-Verordnung 2024/1747 alle Mitgliedstaaten zur Einführung zweiseitiger Differenzverträge (CfD) für neue geförderte Photovoltaikanlagen und andere erneuerbare Energien. Bei CfDs gibt es erstmals eine Rückzahlungspflicht bei Übergewinnen über dem Referenzpreis. Der BMWE-Arbeitsentwurf vom Januar 2026 sieht zudem die vollständige Abschaffung der festen Einspeisevergütung vor — auch für Kleinanlagen.
Was ist ein zweiseitiger Differenzvertrag?
Beim bisherigen Marktprämienmodell gilt: Der Staat zahlt drauf, wenn der Marktpreis unter dem Referenzwert liegt — aber wenn der Preis steigt, profitiert der Betreiber unbegrenzt. Diese Asymmetrie endet mit CfDs:
Marktpreis unter Strike Price: Betreiber erhält wie bisher die Differenz (Subvention)
Marktpreis über Strike Price: Betreiber zahlt die Differenz zurück (Clawback)
Das Risiko verteilt sich zwischen Staat und Betreiber — Hochpreisgewinne werden abgeschöpft
CfD-Pflicht für erneuerbare Energien: Was die EU vorschreibt
Die EU-Verordnung 2024/1747 macht keine Ausnahme für einzelne Technologien: Wind, Photovoltaik, Geothermie und Wasserkraft fallen alle unter die CfD-Pflicht ab dem 17. Juli 2027. Nur Biomasse ist ausgenommen. Deutschland muss sein gesamtes EEG-Fördersystem für erneuerbare Energien entsprechend umbauen — das ist der Grund, warum der BMWE-Arbeitsentwurf so weitreichend ausfällt.
BMWE-Arbeitsentwurf EEG 2027 — die wichtigsten Eckpunkte
Am 22. Januar 2026 erstellte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie einen 442-seitigen Arbeitsentwurf für das EEG 2027. Die zentralen Punkte:
Refinanzierungsbeitrag (§ 20a EEG 2027-ArbE): Übersteigt der technologiespezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert, müssen Betreiber die Differenz multipliziert mit der eingespeisten Solarstrom-Menge zurückzahlen — monatliche Abschläge, jährliche Abrechnung
Abschaffung der festen Einspeisevergütung — auch für Kleinanlagen unter 25 kWp; stattdessen Übergangs-Netzbetreiberabnahme zum Marktwert bis Ende 2027 (≤ 25 kWp) bzw. Ende 2028 (≤ 10 kWp). Die bisherige EEG-Förderung für Photovoltaikanlagen dieser Größe läuft damit formell aus.
CfD-Pflicht ab ≥ 100 kW für alle neuen geförderten Solaranlagen
Opt-out-Option (§ 20b): Einmalig unwiderruflich aus Förder- und Rückzahlungssystem aussteigen — gedacht für PPA-finanzierte PV-Projekte
Korridor-Parameter: Im Entwurf noch nicht definiert — wirtschaftlich kritischster offener Punkt
⚠️ Zeitdruck: Die aktuelle EU-Beihilfegenehmigung für das EEG 2023 läuft am 31. Dezember 2026 aus. Wird das EEG 2027 nicht rechtzeitig verabschiedet, droht eine Förderlücke. Der Arbeitsentwurf ist Stand April 2026 noch nicht im parlamentarischen Verfahren.
Was die CfD-Pflicht konkret für Investoren in der Planungsphase bedeutet, analysieren wir ausführlich in unserem Artikel zur CfD-Pflicht 2027 für PV-Investoren.
8. Das regulatorische Investitionsfenster 2026
Photovoltaikanlagen mit Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2026 erhalten 20 Jahre garantierte EEG-Vergütung nach den aktuellen Regelungen — ohne CfD-Rückzahlungspflicht, ohne Änderung durch das EEG 2027. Gleichzeitig liegen die Investitionskosten für PV-Anlagen auf historischem Tiefstand. Die Kombination aus gesicherter Förderung, niedrigen Kosten und steigendem Negativpreisrisiko für spätere Projekte macht 2026 zum strategisch günstigsten Zeitpunkt seit Jahren.
Drei Entwicklungen überlagern sich 2026 auf eine Art, die sich so nicht wiederholen wird:
Faktor 1 — 20 Jahre EEG-Förderung mit Bestandsschutz
Wer bis zum 31.12.2026 in Betrieb geht, hat das EEG 2023-Vergütungssystem auf seiner Seite — 20 Jahre lang, unabhängig von künftigen Gesetzesänderungen. Das bedeutet konkret: kein CfD-Rückzahlungsrisiko, keine Abschaffung der festen Einspeisevergütung für die eigene Photovoltaikanlage, und volles Partizipieren an Hochpreisphasen. Strom, der zu hohen Börsenpreisen ins Netz eingespeist wird, bringt der Anlage Mehrerlöse — und kein Geld davon muss zurückgezahlt werden.
Faktor 2 — Investitionskosten auf historischem Tiefstand
Die Kosten für Photovoltaik-Dachanlagen und Solaranlagen generell sind so niedrig wie nie — sowohl für PV-Module als auch für die gesamte Installation:
Schlüsselfertige Photovoltaik-Dachanlagen 30–100 kWp: 800–1.300 €/kWp (netto) [Quelle: Fraunhofer ISE / BSW Solar, Q1 2026]
Schlüsselfertige Dach-/Industrie-Solaranlagen 100–500 kWp: 700–1.100 €/kWp (netto) [Quelle: Fraunhofer ISE / BSW Solar, Q1 2026]
Durchschnitt über alle Segmente: ca. 1.015 €/kWp
Batteriespeicher (BESS): ca. 325 €/kWh — globaler Preisrückgang 2025 um über 20 %
Faktor 3 — Steigendes Negativpreisrisiko für Neuanlagen ab 2027
Ab 2027 gilt ohne Bestandsschutz: Nullvergütung bei Negativpreisen ab der ersten Viertelstunde, CfD-Rückzahlungspflicht und Abschaffung der festen Einspeisevergütung für Solaranlagen. Bei prognostizierten 700–900 Negativpreis-Stunden für 2026 — und weiter steigender Tendenz — trägt ein 2027-Investor mit neuen PV-Anlagen strukturell mehr Erlösrisiko als ein 2026-Investor mit Bestandsschutz.
Für Unternehmen: Die sinkende Einspeisevergütung als Argument für Eigenverbrauch
Unternehmen, die eine eigene Photovoltaikanlage für ihren Betrieb planen, sollten beachten: Die Einspeisevergütung ist für Eigenverbrauchsanlagen ohnehin zweitrangig — entscheidend ist der Wert des selbst erzeugten Solarstroms (35–40 Cent pro kWh eingesparter Netzstrompreis). Da die Kosten für Netzstrom strukturell steigen, während die Vergütung sinkt und die Kosten für PV-Anlagen weiter fallen, nimmt der Eigenverbrauchsvorteil weiter zu. Geld zu sparen statt einzuspeisen lohnt sich 2026 mehr denn je. Mehr dazu auf unserer Seite Eigene PV-Anlage für Ihren Betrieb.
Für Kapitalanleger: Eine vollständige Analyse des PV-Investorenmodells — mit Renditeerwartungen, Steuervorteilen und Vergleich zu anderen Anlageklassen — finden Sie unter Photovoltaik Investment 2026.
Disclaimer: Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Renditeangaben basieren auf historischen Werten der Firmengruppe Helm und sind keine Garantie zukünftiger Ergebnisse. Vergütungssätze, Gesetzesstände und Ausschreibungsergebnisse entsprechen dem Stand April 2026 und können sich ändern. Alle Gesetzesangaben ohne Gewähr. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Berater. Stand: April 2026.
Die EEG-Vergütung 2026 ist nicht das Ende der PV-Wirtschaftlichkeit — sie ist der letzte Baustein eines Systems, das sich 2027 grundlegend verändert. Wer die Wechselwirkung aus Bestandsschutz, CfD-Risiko, Negativpreistendenz und historisch niedrigen Systemkosten versteht, erkennt: Das Fenster für 20 Jahre garantierte Förderung ohne Clawback schließt sich mit dem 31. Dezember 2026. Logic Energy projektiert und baut schlüsselfertige PV-Anlagen — mit gesicherter Finanzierung vor Baubeginn, eigenem Betriebsführungsteam und langfristiger Ertragsbeteiligung. Sprechen Sie uns an — wir rechnen Ihr individuelles Projekt kostenlos durch und zeigen Ihnen konkret, welche Vergütung, welche Steuereffekte und welche Rendite für Ihre Situation realistisch sind. So funktioniert das Investorenmodell →
FAQ
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Seit dem 1. Februar 2026 beträgt die Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen bis 10 kWp bei Teileinspeisung 7,78 ct/kWh und bei Volleinspeisung 12,34 ct/kWh. Für Solaranlagen 10–40 kWp gelten 6,73 ct/kWh (Teileinspeisung) bzw. 10,35 ct/kWh (Volleinspeisung). Am 1. August 2026 sinken die Fördersätze erneut um ca. 1 %. Quelle: Bundesnetzagentur, BSW Solarwirtschaft.
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Der anzulegende Wert ist der EEG-Referenzpreis. Die feste Einspeisevergütung liegt 0,4 ct/kWh darunter (§ 53 Abs. 1 EEG). Bei der Direktvermarktung gilt der anzulegende Wert als Untergrenze: Marktprämie = anzulegender Wert minus Monatsmarktwert Solar. Liegt der Marktpreis höher, behält der Betreiber den vollen Mehrerlös.
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Die EEG-Vergütung gilt für genau 20 Jahre ab Inbetriebnahme der Solaranlage. Der beim Bau festgeschriebene Satz ist garantiert und wird durch spätere Gesetzesänderungen nicht berührt (Bestandsschutz). Nach Ablauf kann die Photovoltaikanlage weiter betrieben werden — der erzeugte Solarstrom kann dann zur Direktvermarktung, zum Eigenverbrauch oder im Rahmen neuer Regelungen wie Energy Sharing (§ 42c EnWG ab Juni 2026) genutzt werden.
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Für bestehende Photovoltaikanlagen mit Inbetriebnahme bis 31.12.2026 ändert sich nichts. Der Bestandsschutz sichert den festgeschriebenen Vergütungssatz für 20 Jahre. Die CfD-Pflicht mit Rückzahlungsklausel gilt ausschließlich für neue PV-Anlagen, die nach dem Inkrafttreten des EEG 2027 in Betrieb gehen — voraussichtlich ab dem 17. Juli 2027.
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Seit dem 25. Februar 2025 erhalten neue Solaranlagen ab 2 kWp bei negativen Börsenstrompreisen keine EEG-Vergütung mehr — ab der ersten negativen Viertelstunde. 2025 waren das 573 Stunden (Quelle: SMARD/BNetzA). Der § 51a EEG enthält einen Kompensationsmechanismus, der Vergütungsausfälle nach 20 Jahren mit Faktor 0,5 nachholt. Photovoltaikanlagen vor dem 25.02.2025 sind durch Bestandsschutz vollständig geschützt.
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Ja. Ein Wechsel ist jährlich möglich. Die Meldung an den Netzbetreiber muss bis zum 30. November für das Folgejahr erfolgen. Der bei Inbetriebnahme der Photovoltaikanlage festgelegte Vergütungssatz bleibt erhalten — nur das Einspeisungsmodell wechselt. Für die meisten Solaranlagen mit Eigenverbrauch ist der Wechsel zur Volleinspeisung nur sinnvoll, wenn die Eigenverbrauchsquote unter ca. 15–20 % gefallen ist.
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Die Degression der EEG-Förderung beträgt seit Februar 2024 jeweils 1 % pro Halbjahr (§ 49 EEG 2023). Für August 2026 bis Januar 2027 sind rund 7,71 ct/kWh (Teileinspeisung ≤ 10 kWp) zu erwarten. Ab 2027 plant der BMWE-Arbeitsentwurf eine grundlegende Systemumstellung: Die feste Einspeisevergütung für Solaranlagen soll durch CfD-Verträge ersetzt werden und als Fördermodell auslaufen. Bestandsanlagen sind nicht betroffen.
Quellenangaben
Bundesnetzagentur — EEG-Förderung und Fördersätze, laufend aktualisiert, Stand April 2026
BSW Bundesverband Solarwirtschaft — Aktuelle Vergütungssätze für PV-Anlagen (Tabelle), Stand Februar 2026
Bundesnetzagentur Pressemitteilung — Ausschreibungsergebnisse Wind und Solar, 31. März 2026
pv magazine — BNetzA senkt Höchstwert Aufdach-Ausschreibungen auf 10,00 ct/kWh für 2026, 16. Dezember 2025
Clearingstelle EEG|KWKG — Wann und wie ändern sich die Vergütungssätze für PV-Strom?
Solarenergie-Förderverein Deutschland (SFV) — Einspeisevergütungen im Überblick — historische Entwicklung
Finanztip — Einspeisevergütung 2026: Höhe, Entwicklung & geplante Reformen, März 2026
energie-experten.org — Einspeisevergütung 2026: Aktuelle Höhe & Tabellen, Stand April 2026
Grant Thornton — Wirtschaftliche Auswirkungen des Solarspitzengesetzes auf Photovoltaik- und Windenergieanlagen, Mai 2025
EUR-Lex — Verordnung (EU) 2024/1747 zur Änderung der Strommarktverordnung (CfD-Pflicht), 26. Juni 2024
Raue Rechtsanwälte — Geplante EEG-Novelle: Umstellung des Fördersystems auf zweiseitige Differenzverträge, 2026
EWE — PV-Änderungen durch das Solarspitzengesetz 2025
Energie und Recht (Kanzlei) — EEG 2023: Neue Regeln bei negativen Strompreisen, §§ 51, 51a EEG
Firmengruppe Helm — Portfoliorendite-Daten 2024, interne Projektdaten, 6–10 % p.a.
