Europa Solar Schisma: Wo PV-Investoren 2026 noch Rendite finden

25. Dez.

Für 2026 erwartet SolarPower Europe erstmals wieder einen Rückgang des EU-Solarzubaus. Spanien hat 2025 mit 13,4 Gigawatt seinen größten Zubau gebaut — bei den schwächsten Erlösen je Kilowattstunde der erfassten Märkte. Was das für die Länderauswahl bedeutet.

Die kurze Antwort

Das Europa Solar Schisma verläuft 2026 nicht entlang der Erlöse, sondern entlang der Zugänge. Spanien baute 2025 nach SolarPower Europe 13,4 Gigawatt zu, bei den schwächsten Capture Prices der erfassten Märkte, Italien erzielte den höchsten Monatserlös der von Modo Energy erfassten Märkte und verlor Marktanteil. Kapital folgt dem Erlös je Kilowattstunde nachweislich nicht. Es folgt Netzanschluss und Genehmigung.

1. Der europäische Solarmarkt 2026: der Rückgang kommt später als gedacht

Die Neuinstallationen in der EU lagen 2025 nach der jüngsten Fassung von SolarPower Europe bei 69,6 Gigawatt. Für 2026 erwartet der Verband 68,1 Gigawatt bei einem Prognoseband von 62 bis 74,1 Gigawatt, ein Rückgang um 2,1 Prozent. Das erste Halbjahr 2026 brachte 33,8 Gigawatt an neuer Solarkapazität. Der Rückgang beginnt damit 2026, nicht 2025.

Was SolarPower Europe im September 2026 anders bewertet als im Dezember 2025

Die Einordnung des europäischen Solarmarkts hat sich innerhalb von neun Monaten gedreht, und zwar ohne dass sich am Markt selbst etwas geändert hätte.

Publikationsstand	Zubau 2025	Aussage des Berichts
EU Solar Market Outlook, 11. Dezember 2025	65,1 GW	erster Rückgang gegenüber dem Vorjahr seit 2016
EU Solar Market Update Mid-Year, 8. September 2026	69,6 GW	2025 als Rekordjahr, Rückgang ab 2026

Der Unterschied von 4,5 Gigawatt ist nahezu vollständig ein einziges Land. SolarPower Europe hat den spanischen Zubau 2025 von 9,2 auf 13,4 Gigawatt heraufgesetzt; 4,2 der 4,5 Gigawatt entfallen darauf. Der übrige Kontinent ist praktisch unverändert.

Für Sie als Investor ist daran zweierlei wichtig. Erstens: Eine Marktzahl ist keine Konstante, sondern ein Berichtsstand. Wer eine Investitionsentscheidung an einer Wachstumsrate aufhängt, hängt sie an einer Größe mit dokumentierter Revisionsneigung auf. Zweitens, und das ist der eigentliche Befund: Das Rekordjahr entstand in dem Markt mit den schwächsten Erlösen Europas.

Wohin die neue PV-Leistung gewandert ist

Die Segmentverschiebung ist der stabilere Teil des Bildes. Sie stammt aus dem EU Solar Market Outlook 2025 bis 2030 vom Dezember 2025 und beruht damit auf der älteren Zubau-Fassung; die Richtung ändert sich dadurch nicht.

Segment	2023	2024	2025
Solarparks (Utility-Scale)	35 Prozent	44 Prozent	53 Prozent
Gewerbe und Industrie	37 Prozent	36 Prozent	32 Prozent
Dachanlagen auf Wohngebäuden	28 Prozent	19 Prozent	14 Prozent

Rundungsbedingt ergibt die Spalte 2025 99 Prozent. Solarparks stellen erstmals mehr als die Hälfte des europäischen Zubaus, der Anteil der Dachanlagen auf Wohngebäuden hat sich binnen zwei Jahren halbiert. Der Markt, der wächst, ist derselbe Bereich, in dem professionelle Investoren tätig sind.

Auch die Reihenfolge der Mitgliedstaaten hat sich verschoben. Frankreich hat Italien 2025 vom dritten Platz verdrängt: 6,7 gegen 5,2 Gigawatt. Fünf der zehn größten EU-Märkte haben 2025 weniger installiert als 2024, nämlich Italien, die Niederlande, Polen, Portugal und Griechenland. Rumänien und Bulgarien sind erstmals in den Top 10. Einige Mitgliedstaaten wachsen also weiter, während die etablierten Märkte zurückgehen.

Was PV-Anlagen im europäischen Stromsystem inzwischen leisten

PV-Anlagen erzeugten 2025 in der EU 369 Terawattstunden Solarenergie und damit 13 Prozent der Stromerzeugung, ein Plus von 20 Prozent gegenüber 2024. Kohle lag im selben Jahr bei 9,2 Prozent, dem niedrigsten je erfassten Wert. Im Juni 2026 war Solarenergie mit 25 Prozent und 52 Terawattstunden erstmals die größte Einzelquelle im EU-Strommix, vor Kernkraft mit 21 Prozent und Gas mit 15 Prozent. Für die europäische Energiewende ist das eine Zäsur.

Diese Zahlen erklären zugleich das Erlösproblem. Je mehr PV-Anlagen in denselben Mittagsstunden einspeisen, desto tiefer fällt der Preis in genau diesen Stunden. Der Markt wächst sich in eine Kennzahl hinein, die im nächsten Abschnitt steht.

Für wen dieser Markt sich rechnet, und für wen nicht

Die europäische Gesamtkapazität wächst weiter, nur langsamer. Für Investoren mit einem Anlagehorizont von mehr als zehn Jahren und der Bereitschaft, Netzanschluss- und Genehmigungsrisiken zu prüfen, bleibt der europäische Solarmarkt tragfähig. Für Anleger, die auf Marktwachstum als Renditetreiber setzen, ist er es nicht mehr: Der Zubau geht zurück, und der Erlös je Kilowattstunde steht unter Druck. Das politische Ziel für 2030 liegt bei 750 Gigawatt, die Projektion bei 718 Gigawatt.

2. Der Erlös je Kilowattstunde: die Kennzahl, die den Markt spaltet

Capture Price ist der Erlös, den eine Solaranlage im Marktdurchschnitt tatsächlich erzielt, in Euro je Megawattstunde. Capture Rate setzt diesen Erlös ins Verhältnis zum Durchschnittspreis aller Stunden. Beide Größen werden von Analysehäusern berechnet, nicht von Behörden erhoben. Es gibt für Solarenergie keine amtliche Erlösstatistik.

Was diese Kennzahlen messen und was nicht

Der Unterschied ist praktisch bedeutsam. Ein Capture Price von 150 Euro je Megawattstunde in einem Markt mit hohem Preisniveau ist etwas anderes als derselbe Wert in einem Markt mit niedrigem Niveau. Umgekehrt sagt eine Capture Rate nichts über die absolute Erlöshöhe.

Drei Grenzen der Kennzahl gehören in jede Kalkulation. Erstens misst sie den Erlös je erzeugter Kilowattstunde; abgeregelte Kilowattstunden tauchen darin nicht auf. Zweitens ist sie ein Marktdurchschnitt, kein Anlagenwert. Drittens ist sie eine Größe je Megawattstunde, während Ihre Rendite an einer Größe je Kilowatt-Peak hängt. Keine der geprüften Quellen verrechnet Capture Price mit dem spezifischen Jahresertrag je Land, und wir tun es hier ausdrücklich auch nicht.

Die europäische Reihe im September 2026

Modo Energy veröffentlicht monatlich Capture Prices für europäische Märkte und macht die Entwicklung damit über die Monate vergleichbar. Zwei Momentaufnahmen aus dem Jahr 2026:

Markt	Capture Price März 2026	Capture Price August 2026
Italien	124,72 Euro je Megawattstunde	150,17 Euro je Megawattstunde
Spanien	zehnmal niedriger als Italien	53,19 Euro je Megawattstunde

Der italienische Augustwert ist nach Angabe von Modo Energy der höchste Monatserlös eines europäischen Solarmarkts seit zwei Jahren. Der spanische Markt war im selben Monat der einzige der erfassten Märkte, in dem Solarstrom weniger einbrachte als ein Jahr zuvor.

Im März lag der spanische Capture Price nach dem Wortlaut von Modo Energy zehnmal niedriger als der italienische; im August betrug der Abstand noch das rund Dreifache — das ist eine eigene Rechnung aus 150,17 gegen 53,19 Euro. Beides sind Einzelmonate, und die Monatswahl entscheidet über das Ergebnis: März markiert dort den Beginn der Kannibalisierungssaison, August ihr Ende. Eine Trendaussage lässt sich daraus nicht ableiten, in keine Richtung. Modo Energy führt den italienischen Anstieg selbst auf geringere Solarerzeugung und höhere Gaspreise zurück.

Für Europa insgesamt weist Kpler für Mai 2026 eine durchschnittliche Capture Rate von 38 Prozent aus, sieben Prozentpunkte unter dem Vorjahreswert und der niedrigste je gemessene Stand. Den europäischen Tiefpunkt setzte Frankreich mit 9,5 Prozent im April 2026; im Juni desselben Jahres lag Frankreich in der Hitzewelle wieder bei 63 Prozent. Deutschland kam im April 2026 auf 25 Prozent.

Warum Italien vorn liegt: es ist ein Gaspreis

Italien führt die europäische Rangliste der Jahres-Capture-Rates mit 86 Prozent an, gemessen als rollierender Jahreswert zum Stand März 2026. Modo Energy nennt den Grund im selben Beitrag: In Italien setzen Gaskraftwerke den Grenzpreis häufig auch in den Solarstunden. Das schützt Solaranlagen vor der Kannibalisierung.

Eine unabhängige Aggregation aus ENTSO-E-Stundendaten kommt für Juni bis August 2026 auf 133,4 Euro je Megawattstunde und 85,3 Prozent, 2,3 Prozentpunkte weniger als im Vorjahreszeitraum. Diese Zahl bestätigt die 86 Prozent nicht: Sie misst ein Sommerquartal, die 86 Prozent messen ein rollierendes Jahr. Die beiden Werte sind nicht ineinander überführbar.

Dieselbe Auswertung quantifiziert den Gasbefund. Gas deckte im Sommer 2026 rund 80 Prozent einer italienischen Erzeugungslücke von 7,9 Terawattstunden; der Gasanteil an der italienischen Erzeugung stieg von 40,6 auf 47,7 Prozent.

Daraus folgt eine Aussage, die in keinem Verkaufsprospekt steht: Wer eine italienische Solaranlage wegen ihres Erlösvorsprungs kauft, kauft eine Long-Position auf europäische Gaspreise. Die Anlage läuft 25 Jahre, der Gaspreis nicht.

3. Spanien: Rekordzubau bei den schwächsten Erlösen Europas

Spanien hat 2025 nach der Erhebung von SolarPower Europe mit 13,4 Gigawatt den größten Solarzubau seiner Geschichte verzeichnet und zugleich die schwächsten Capture Prices der erfassten europäischen Märkte. Beides gilt gleichzeitig. Das ist der Grund, warum die Erlösqualität allein kein Auswahlkriterium für einen Solarpark ist, weder in Spanien noch anderswo.

Drei Zahlen für einen Zubau

Für den spanischen Zubau 2025 kursieren drei Angaben, die alle richtig sind und verschiedene Dinge messen.

Erhebung	Wert 2025	Abgrenzung
Red Eléctrica de España	8.821 Megawatt	ohne Eigenverbrauchsanlagen
Red Eléctrica de España	über 10.400 Megawatt	mit Eigenverbrauchsanlagen
SolarPower Europe	13,4 Gigawatt	eigene Abgrenzung, Grundlage der EU-Revision

Wer diese Angaben gegeneinanderstellt, produziert einen Widerspruch, den es nicht gibt. Wer eine davon ohne Abgrenzung nennt, produziert eine Aussage, die nicht überprüfbar ist. Die installierte Solarkapazität lag Ende 2025 bei rund 41 Gigawatt ohne und rund 50 Gigawatt mit Eigenverbrauchsanlagen.

Auf der Erzeugungsseite ist das Bild eindeutig: 50.188 Gigawattstunden Solarenergie im Jahr 2025, das sind 18,4 Prozent der spanischen Stromerzeugung ohne Eigenverbrauch und 21,3 Prozent mit. Von Januar bis Juli 2026 kamen im Festlandsystem ohne Eigenverbrauch 34.665 Gigawattstunden hinzu, ein Plus von 22,8 Prozent. Im Juli und August 2026 war Photovoltaik mit 29,6 beziehungsweise 29,2 Prozent der größte Einzelträger im Erzeugungsmix des Festlandsystems, im fünften Monat in Folge.

Was im Mittagsfenster passiert

Der spanische Großhandelspreis lag 2025 im Jahresmittel bei 65,28 Euro je Megawattstunde. Die Monatsreihe 2026 zeigt, wo das Problem sitzt:

Monat 2026	Mittelwert Mercado Diario
Januar	71,67 Euro je Megawattstunde
März	54,23 Euro je Megawattstunde
April	42,44 Euro je Megawattstunde
Mai	41,71 Euro je Megawattstunde
Juni	69,59 Euro je Megawattstunde
Juli	104,75 Euro je Megawattstunde

April und Mai sind die Monate mit den niedrigsten Großhandelspreisen der Reihe. Der Tiefstwert lag 2025 bei minus 15 Euro je Megawattstunde, im Juni und Juli 2026 bei jeweils minus 10 Euro.

Eine belastbare Zählung negativer Preisperioden gibt es dort nicht aus amtlicher Quelle. Weder OMIE noch der Netzbetreiber noch die Regulierungsbehörde führen eine solche Reihe. Hinzu kommt ein Zählregelbruch: Der spanische Day-Ahead-Markt handelt seit dem 1. Oktober 2025 in Viertelstunden statt in Stunden, also 96 statt 24 Perioden je Tag. Jeder Vergleich zwischen 2025 und 2026 mischt zwei Zählregeln.

Was sich belegen lässt, ist die Richtung. Modo Energy hält fest, dass das Land den Negativstunden-Jahreswert des Jahres 2025 bereits am 22. Mai 2026 überschritten hatte und Ende August 242 Stunden darüber lag, bei vier verbleibenden Monaten. Für das erste Quartal 2026 weist eine Auswertung von ENTSO-E-Daten für Spanien 347 negative Gebotszonen-Stunden aus, für Italien null. Der dort ebenfalls genannte Vorjahreswert von 73 Stunden stammt aus derselben Auswertung, quert aber die Zählregeländerung vom 1. Oktober 2025 — wir führen ihn deshalb nicht als Vergleich.

Zur Erlösseite kommt die Abregelung. Der spanische Netzbetreiber wies für Juni 2026 1.111,6 Gigawattstunden nicht integrierbare erneuerbare Energie aus, für August 810,9 Gigawattstunden. Diese Kilowattstunden erscheinen in keiner Capture-Rate-Statistik, weil sie nie erzeugt wurden.

Netzzugang kostet jetzt Geld

Wer dort einen Solarpark plant, sollte den 20. März 2026 kennen. An diesem Tag verabschiedete die Regierung das Real Decreto-ley 7/2026, veröffentlicht im Amtsblatt am 21. März, in Kraft seit dem 22. März und vom Abgeordnetenhaus am 26. März bestätigt. Artikel 11 führt ein Entgelt für die Reservierung von Netzzugangskapazität ein.

Es wird fällig, sobald die Anschlussgenehmigung erteilt ist, und läuft bis zur Inbetriebnahme. Die Höhe orientiert sich an den Leistungsentgelten der Regulierungsbehörde und kann nach Spannungsebene und nach Verzögerung gestaffelt werden. Für Projektentwickler bedeutet das: Ein reservierter, aber nicht gebauter Netzanschluss ist keine kostenlose Option mehr. Für Investoren bedeutet es, dass die Zeit zwischen Genehmigung und Inbetriebnahme in die Kalkulation gehört.

Der Engpass, den diese Regelung adressiert, ist erheblich. Von 937 Knoten im spanischen Übertragungsnetz wiesen am 27. April 2026 noch 42 verfügbare Anschlusskapazität aus.

Artikel 9 desselben Dekrets erweitert den kollektiven Eigenverbrauch: Die zulässige Entfernung zwischen Erzeugung und Verbrauch steigt auf fünf Kilometer, und es entsteht die Figur des Eigenverbrauchs-Verwalters.

Die Nachfrageseite könnte die Mittagsstunden drehen

Im August 2026 hat das Umweltministerium in Madrid einen Verordnungsentwurf zur Anhörung gestellt, der Rechenzentren ab einem Megawatt Anschlussleistung verpflichten würde, in jeder einzelnen Stunde mindestens 80 Prozent ihres Verbrauchs mit erneuerbarem Strom aus derselben Stunde zu decken. Anrechenbar wäre nach dem Entwurfstext nur Erzeugung aus Anlagen, deren Inbetriebnahme höchstens 18 Monate vor der des Rechenzentrums liegt. Die Pflicht soll enden, wenn der nationale Erneuerbaren-Anteil 90 Prozent überschreitet.

Die öffentliche Anhörung lief nach Angaben des Ministeriums bis zum 10. September 2026. Der Entwurf ist bis heute nicht im Amtsblatt veröffentlicht und damit kein geltendes Recht. Falls er in dieser Form kommt, wäre er der plausibelste Mechanismus, um genau die Mittagsstunden mit Nachfrage zu füllen, in denen der spanische Capture Price zusammenbricht: Ein stündliches Matching lässt sich mit Nachtstrom nicht erfüllen.

Was das für Solarpark-Investments heißt

Der Eigenverbrauchsmarkt zeigt, wo noch Margen liegen. Nach der Erhebung des Branchenverbands UNEF ging der Zubau im Eigenverbrauch 2025 auf 1.139 Megawatt zurück, minus 3,7 Prozent. Das einzige wachsende Segment war die Industrie mit 679 Megawatt, ein Plus von 0,7 Prozent; Gewerbe verlor 15 Prozent, Dachanlagen im Wohnbereich 17 Prozent. Es handelt sich um eine Verbandserhebung, nicht um eine Behördenstatistik; der Netzbetreiber weist für Ende 2025 8.856 Megawatt Eigenverbrauchs-Photovoltaik aus, UNEF 9,3 Gigawatt.

Eine Eigenverbrauchsquote in Prozent nennen wir hier nicht. Es gibt dazu keine Primärquelle, weder in Spanien noch in Deutschland; verbreitete Bandbreiten von 60 bis 80 Prozent sind nicht belegt.

4. Italien: höchster gemessener Monatserlös, vierter Platz beim Zubau

Italien hat 2025 mit 5,2 Gigawatt weniger installiert als 2024 mit 6,1 Gigawatt und ist damit hinter Frankreich auf Platz vier gefallen. Im ersten Halbjahr 2026 kamen 3.093 Megawatt hinzu, der Park lag Ende Juni bei 46,6 Gigawatt. Zugleich erzielt italienischer Solarstrom den höchsten Erlös je Kilowattstunde unter den von Modo Energy erfassten europäischen Märkten.

Der nationale Wert verdeckt die Zonen, in denen gebaut wird

Freiflächenanlagen entstehen in Italien im Süden und auf den Inseln, nicht im Po-Tal. Der Ort entscheidet damit über den Erlös. Genau dort liegt die Erlösqualität deutlich unter dem nationalen Mittel.

Marktzone	Capture Rate Mai 2026	Capture Price Juni bis August 2026	Capture Rate Juni bis August 2026
Sardinien	58 Prozent	123,7 Euro je Megawattstunde	nicht ausgewiesen
Sizilien	59 Prozent	132,5 Euro je Megawattstunde	80,9 Prozent
Süd und Kalabrien	60 Prozent	131,3 Euro je Megawattstunde	nicht ausgewiesen

Die beiden Spalten widersprechen sich nicht, sie messen verschiedene Zeiträume: einen Frühjahrsmonat und ein Sommerquartal. Die Spannweite innerhalb Italiens ist damit erheblich. In Kalabrien, Süditalien und Sizilien lagen im zweiten Quartal 2026 nach Auswertung des Verbands ITALIA SOLARE 215 Stunden unter 20 Euro je Megawattstunde, sämtlich zwischen 10 und 18 Uhr.

Ein Jahreswert für Italien taugt deshalb nicht als Investitionskriterium. Die Frage lautet nicht, was Italien erlöst, sondern was die Zone erlöst, in der Ihr Projekt steht.

Warum der Erlösvorsprung nicht in jede Kalkulation gehört

Drei Einschränkungen begrenzen den italienischen Vorsprung.

Erstens ist er ein Gaspreis, kein Standortvorteil. Die Begründung steht im vorigen Abschnitt.

Zweitens schöpft ihn eine Förderung ab. Der Fördermechanismus FER X ist ein zweiseitiger Differenzkontrakt über 20 Jahre. Liegt der Marktpreis über dem Zuschlagspreis, zahlt der Betreiber die Differenz zurück. Für FER-X-geförderte Anlagen ist der Erlösvorsprung damit vertraglich neutralisiert; er zählt nur für Anlagen ohne Förderung oder mit Stromabnahmevertrag. Details zu Mechanik, Preisen und Fristen stehen in unserem Beitrag zum PV-Investment in Italien.

Drittens darf man dort, wo der Erlös am höchsten ist, häufig nicht bauen. Modo Energy hält fest, dass in Italien rund 140 Gigawatt in der Netzanschluss-Warteschlange stehen, während das Decreto Agricoltura vom Mai 2024 Freiflächenanlagen auf landwirtschaftlichen Flächen untersagt und die Genehmigungspraxis blockiert. Die hohe Erlösqualität ist zu einem Teil eine Folge dieser Blockade: Wo wenig zugebaut wird, kannibalisiert sich der Preis langsamer.

Zu den italienischen Fördermitteln, dem Kapazitätsmarkt für Speicher und der steuerlichen Behandlung deutscher Investoren führen wir eine eigene Seite; die Marktanalyse zum italienischen Solarmarkt steht ebenfalls gesondert.

Das Decreto Bollette und Artikel 9

Der Entlastungsmechanismus für Gasnetzentgelte nach Artikel 9 des Decreto Bollette nennt im Gesetzestext keinen Euro-Betrag. Die häufig zitierten rund 409 Millionen Euro sind eine Schätzung der Regierung aus der technischen Begründung; der tatsächliche Betrag steht nach Angaben der Regulierungsbehörde erst Ende September 2026 fest. Was das Dekret für Investoren bedeutet, behandeln wir gesondert.

5. Deutschland: 128 Gigawatt-Peak und ein Erlösmodell im Übergang

Deutschland bleibt mit 17,6 Gigawatt an Neuinstallationen 2025 der größte Solarmarkt Europas. Die installierte PV-Leistung überschritt im August 2026 die Marke von 128 Gigawatt-Peak; der Bundesverband Solarwirtschaft sieht damit das EEG-Ausbauziel für 2026 erreicht. Zugleich verändert sich die Erlösseite stärker als in jedem anderen der hier betrachteten Märkte.

Warum ein Prozentwert ohne Bezugsgröße nichts sagt

Für den deutschen Solaranteil 2025 existieren fünf Reihen, die alle korrekt sind und Verschiedenes messen.

Wert	Bezugsgröße	Quelle und Stand
16,0 Prozent	inländische Netzeinspeisung	Statistisches Bundesamt, 6. März 2026
16,9 Prozent	realisierte Nettostromerzeugung	Bundesnetzagentur, Berichtsjahr 2025
18 Prozent	heimische Stromerzeugung	Bundesverband Solarwirtschaft, 5. Januar 2026
19 Prozent	gesamte deutsche Nettostromerzeugung	Bundesverband Solarwirtschaft, 23. Juni 2026
rund ein Fünftel	deutsche Nettostromerzeugung	Bundesverband Solarwirtschaft, 20. August 2026

Die Reihen lassen sich nicht ineinander überführen. Wer den Januarwert mit der Junibezugsgröße kombiniert, erzeugt eine Aussage, die keine Quelle deckt. Dasselbe gilt für 2026: Der Anteil von 18,2 Prozent im ersten Halbjahr bezieht sich auf die Last, also auf Netzverbrauch plus Netzverluste ohne Pumpstrom, ohne Kraftwerkseigenverbrauch und ohne solaren Eigenverbrauch. Als Anteil an der Nettostromerzeugung wäre er falsch zitiert.

Die deutsche Netzeinspeisung erreichte im ersten Halbjahr 2026 nach Auswertung des Fraunhofer ISE 43,2 Terawattstunden gegenüber 39,3 Terawattstunden im Vorjahreszeitraum. Die Forschung des ISE führt die Reihe fortlaufend über das Portal energy-charts fort.

Der Marktwert Solar 2026

In Spanien gibt es keine amtliche Entsprechung zum Capture Price. Deutschland führt eine: den Marktwert Solar nach Anlage 1 zu Paragraf 23a EEG. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen ihn monatlich.

Monat 2026	Marktwert Solar
Januar	11,019 Cent je Kilowattstunde
April	1,317 Cent je Kilowattstunde
Juli	5,226 Cent je Kilowattstunde
August	6,359 Cent je Kilowattstunde

Der April 2026 markiert ein Fünfjahrestief. Die Spannweite von Januar bis April beträgt den Faktor acht. Wer eine zwanzigjährige Investition gegen einen einzelnen Monatswert rechnet, vergleicht die Absicherung mit dem Risiko, gegen das sie absichern soll.

Der Augustwert stammt aus drei übereinstimmenden Fachquellen; die Tabelle des Übertragungsnetzbetreiber-Portals wird dynamisch erzeugt und war zum Redaktionsschluss nicht maschinell auslesbar.

Bemerkenswert ist die Gegenrichtung: Deutschland ist nach Modo Energy der einzige der erfassten Märkte mit einer nachhaltigen Verbesserung der Jahres-Capture-Rate, von 50,7 auf 57,5 Prozent zum Stand August 2026. Modo nennt zwei Treiber: strengere Förderregeln für negative Preisstunden und eine stärkere Sommernachfrage. Nur der erste ist regulatorisch gesetzt und damit fortschreibbar.

Im August 2026 wies der deutsche Day-Ahead-Markt 226 negative Viertelstunden aus, sämtlich zwischen 9:30 und 16:45 Uhr. Von Januar bis August waren es 1.710 Viertelstunden, das entspricht 427,5 Stunden oder rund sieben Prozent aller Intervalle.

EEG 2027: der Verfahrensstand am 10. September 2026

Die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ist ein Gesetzentwurf, kein geltendes Recht. Der Stand:

Kabinettsbeschluss am 29. Juli 2026.
Zuleitung an den Bundesrat am 14. August 2026 als besonders eilbedürftig nach Artikel 76 Absatz 2 Satz 4 Grundgesetz, als Bundesrats-Drucksache 470/26 für das EEG und 471/26 für das Netzanschlusspaket.
Bundestags-Drucksache 21/7867 vom 7. September 2026, 275 Seiten, ausdrücklich als Vorabfassung gekennzeichnet.
Die Ausschussberatung im Bundesrat hat am 10. September 2026 begonnen, im Wirtschaftsausschuss unter den Tagesordnungspunkten 23 und 24. Eine Ausschussempfehlung lag an diesem Tag nicht vor.
Eine erste Lesung im Bundestag hat noch nicht stattgefunden; die Sitzungswoche vom 7. bis 11. September war Haushaltswoche. Die nächste Sitzungswoche beginnt am 21. September 2026.
Der erste Durchgang im Bundesratsplenum ist für den 25. September 2026 terminiert.
Das geplante Inkrafttreten ist der 1. Januar 2027.

Zwei Zuordnungsfehler sind im Bestand verbreitet. Erstens: Die Abregelungsschwelle von fünf Prozent, die Befristung auf bis zu sechs Jahre und der Entschädigungsverzicht von 20 beziehungsweise 18 Prozent gehören in das Netzanschlusspaket, nicht in das EEG. Zweitens: Ein Übergangs-Cent-Satz für das EEG 2027 wird in der Presse mit unterschiedlichen Werten genannt; eine belastbare Quelle dafür gibt es nicht, wir beziffern ihn deshalb nicht.

Zur Einordnung der Erlösseite: Der Zuschlagswert der Freiflächenausschreibung vom 1. Juli 2026 lag im Mittel bei 4,79 Cent je Kilowattstunde. Der Preiskorridor für generische zehnjährige Photovoltaik-Stromabnahmeverträge lag im Berechnungsmonat August 2026 bei 28 bis 40 Euro je Megawattstunde, also 2,8 bis 4,0 Cent je Kilowattstunde, und damit vollständig unter dem Zuschlagswert.

6. Österreich: was passiert, wenn die Förderpolitik kippt

Österreich ist der kleinste der vier Märkte und zugleich der lehrreichste, weil sich dort in achtzehn Monaten beobachten ließ, was ein einzelner steuerlicher Eingriff mit einem Markt macht.

Der Einschnitt war steuerlich, nicht technisch

Seit dem 1. Januar 2024 galt in Österreich ein Umsatzsteuer-Nullsteuersatz für Photovoltaikanlagen bis 35 Kilowatt-Peak Engpassleistung. Das Budgetsanierungsmaßnahmengesetz 2025, im Nationalrat am 7. März 2025 beschlossen und am 18. März 2025 kundgemacht, ersetzte im Gesetzestext das Datum 1. Januar 2026 durch den 1. April 2025. Seither gilt der Regelsteuersatz von 20 Prozent.

Eine Übergangsregelung, die häufig übersehen wird: Bei Vertragsabschluss vor dem 7. März 2025 blieb der Nullsteuersatz bis zum 31. Dezember 2025 anwendbar. Wer eine Bestandsanlage aus dem Jahr 2025 bewertet, muss deshalb das Vertragsdatum kennen, um zu wissen, ob null oder zwanzig Prozent getragen wurden.

Parallel dazu ging der Zubau deutlich zurück. Die österreichische Regulierungsbehörde E-Control erhebt jährlich die neu angeschlossene Engpassleistung bei 60 Netzbetreibern, von denen 58 Daten übermittelten; die Befragten decken 98 Prozent der Zählpunkte ab. Für 2025 weist die Erhebung rund 1,6 Gigawatt neue Solarkapazität aus, gegenüber rund 2,5 Gigawatt im Rekordjahr 2023 auf derselben Basis. Ein ursächlicher Zusammenhang zwischen Steueränderung und Rückgang lässt sich aus den vorliegenden Erhebungen nicht quantifizieren; die beiden Reihen liegen zeitlich nebeneinander. Die kumulierte Engpassleistung wuchs 2025 noch um rund 20 Prozent; der Branchenverband PV&B Austria beziffert den Bestand Ende 2025 auf rund 9,8 Gigawatt Engpassleistung.

Eine Vorbemerkung dazu: Österreich führt zwei Leistungsreihen nebeneinander. E-Control zählt Engpassleistung, das Wirtschaftsministerium zählt Modulspitzenleistung in Gleichstrom. Die Differenz beträgt gut ein Gigawatt. Beide Reihen sind in sich konsistent, miteinander sind sie es nicht.

Das ElWG ist seit Dezember 2025 geltendes Recht

Das österreichische Elektrizitätswirtschaftsgesetz wird häufig noch als Entwurf beschrieben. Das ist überholt: Es wurde als Artikel 1 des Günstiger-Strom-Gesetzes beschlossen und am 23. Dezember 2025 im Bundesgesetzblatt kundgemacht. Der Nationalrat verabschiedete es mit Verfassungsmehrheit, der Bundesrat erhob am 17. Dezember 2025 keinen Einspruch.

Zwei Bestimmungen betreffen Einspeiser unmittelbar, beide mit Geltungsbeginn 1. Januar 2027.

Paragraf 75a führt einen jährlichen Versorgungsinfrastrukturbeitrag für Einspeiser ein. Die Höhe legt eine Verordnung fest, höchstens 0,05 Cent je eingespeister Kilowattstunde; Einspeiser bis zu einer netzwirksamen Leistung von 20 Kilowatt sind befreit. Die Verordnung ist bisher nicht ergangen. Der Höhe nach ist der Beitrag überschaubar: 0,05 Cent je Kilowattstunde entsprechen 0,50 Euro je Megawattstunde, gemessen am deutschen Marktwert Solar im August 2026 rund 0,8 Prozent des Erlöses. Bedeutsam ist nicht der Betrag, sondern der Präzedenzfall einer eigenen Abgabe auf die Einspeisung.

Paragraf 101 regelt die Spitzenkappung. Für Photovoltaik gilt, dass die Begrenzung die netzwirksame Leistung nicht unter 70 Prozent der Modulspitzenleistung senken darf. Zwei Einschränkungen sind für Investoren entscheidend: Die Regelung greift nur bei Neuerrichtung oder Erweiterung, Bestandsanlagen bleiben unberührt, und ab 2028 folgt eine dynamische Variante. Die in derselben Norm genannte Ein-Prozent-Grenze bezieht sich auf die Windkraft, nicht auf Photovoltaik.

Ein zweites Paket folgte im Sommer: Das Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetz wurde am 1. Juli 2026 kundgemacht. Es hebt das Ziel für 2030 auf 30 Terawattstunden an, setzt für 2035 mindestens 40 Terawattstunden und formuliert erstmals ein Ziel für Batteriespeicher von 5 Gigawatt bis 2030. Dazu kommen ein One-Stop-Shop für Genehmigungsverfahren und ein Sanktionsmechanismus gegen Bundesländer, die ihre Ziele verfehlen.

Wohin die Fördermittel wandern: knappere Förderprogramme

Die Förderprogramme für Investitionszuschüsse sind 2026 knapper und stärker auf Speicher ausgerichtet. Die Verordnung vom 16. Januar 2026 setzt für Photovoltaik Sätze von 150 Euro je Kilowatt-Peak in der kleinsten Kategorie bis maximal 120 Euro in der größten; Stromspeicher erhalten kategorieübergreifend 150 Euro je Kilowattstunde.

Der Andrang zeigt, wie eng die Mittel sind. Der erste Fördercall im April 2026 verzeichnete bereits zu Beginn knapp 29.000 gezogene Tickets. Im zweiten Call standen rund 20 Millionen Euro zur Verfügung, zwölf Millionen regulär und acht Millionen Restmittel; rund 28.000 Anträge trafen ein, rund 3.000 wurden bewilligt, rund 25.000 nicht berücksichtigt. Der dritte Call läuft vom 8. bis 22. Oktober 2026 mit acht Millionen Euro.

Auf der Marktprämienseite ist der Höchstwert für Photovoltaik auf 7,77 Cent je Kilowattstunde festgesetzt, für alle Gebotstermine 2026 und 2027. Zum Vergleich: 2024 lag er bei 8,98 Cent, und das ausgeschriebene Volumen betrug 1.628.690 Kilowatt-Peak gegenüber 700.000 Kilowatt-Peak im Jahr 2026. Der nächste Gebotstermin ist der 24. September 2026.

Eine weitere Novelle des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes ist angekündigt, mit den Schwerpunkten Speicher, Systemdienlichkeit und Marktintegration sowie einer Absenkung der gesetzlichen Förderintensität von bis zu 30 auf höchstens 20 Prozent. Ein Begutachtungsentwurf liegt bisher nicht vor; es handelt sich um Politik in Form einer Ankündigung, nicht um Recht.

7. Was alle vier Märkte teilen: der Netzanschluss

Der Netzanschluss ist der einzige Engpass, der in allen vier Märkten gleichzeitig bindet, und er ist derjenige, der in Renditerechnungen am seltensten auftaucht. Die Analyseorganisation Ember hat im April 2026 zusammengetragen, was europäische Netzbetreiber selbst berichten. In acht berichtenden EU-Ländern stehen rund 700 Gigawatt erneuerbare Leistung in der Anschluss-Warteschlange.

In elf Ländern verfügen über 340 Gigawatt bereits über eine Anschlusszusage, sind aber nicht am Netz. Über 20 berichtende Länder hinweg klafft bis 2030 eine Lücke von 120 Gigawatt zwischen den Ausbauplänen und der verfügbaren Netzkapazität, davon 104 Gigawatt auf der Übertragungsebene. Acht Länder, darunter Österreich, die Niederlande, Polen und Portugal, verfügen über weniger als zehn Prozent der Netzkapazität, die ihre eigenen 2030er Pläne voraussetzen.

Jede dieser Zahlen bezieht sich auf die jeweils berichtenden Länder, nicht auf die gesamte EU — eine Hochrechnung auf die EU-27 lassen die Erhebungen nicht zu.

Die Folgen sind in den nationalen Erhebungen sichtbar. In Spanien wiesen im April 2026 von 937 Übertragungsnetzknoten noch 42 freie Kapazität aus, und seit März kostet die Reservierung eines Anschlusses Geld. In Italien stehen rund 140 Gigawatt in der Warteschlange, während die Genehmigung von Freiflächenanlagen auf Agrarflächen blockiert ist. In Deutschland lag das Maßnahmenvolumen des Netzengpassmanagements 2025 bei 30.319 Gigawattstunden und kostete 3.071 Millionen Euro; abgeregelt wurden 9.379 Gigawattstunden erneuerbarer Erzeugung, das sind 3,5 Prozent, davon 2.704 Gigawattstunden Photovoltaik, ein Plus von 94 Prozent gegenüber 2024. Gemessen ist damit das gesamte Einspeisemanagement; eine engere Zählung, die nur preisgetriebene Abregelung erfasst, liegt deutlich niedriger.

Abgeregelte Kilowattstunden sind der blinde Fleck jeder Erlöskennzahl. Ein Capture Price misst, was eine erzeugte Kilowattstunde einbringt. Was nicht erzeugt werden durfte, taucht darin nicht auf. Griechenland führt vor, wie groß diese Lücke werden kann: 2025 wurden dort nach Auswertung von Professor Pantelis Biskas rund zwei Terawattstunden abgeregelt, 7,5 Prozent der erneuerbaren Erzeugung; für 2026 erwartet er 3,3 bis 3,7 Terawattstunden, rund zwölf Prozent.

Auf der europäischen Ebene bewegt sich etwas, aber langsam. Beim European Grids Package hat sich der Rat am 26. Juni 2026 auf eine allgemeine Ausrichtung verständigt; der Trilog mit dem Parlament steht aus. Es ist kein geltendes Recht.

Die Gegenkraft wächst schneller als der Rechtsrahmen. Europa hat 2025 rund 36 Gigawattstunden Batteriespeicher zugebaut, ein Plus von 48 Prozent; die Gesamtkapazität überschritt erstmals 100 Gigawattstunden. Großspeicher stellten mehr als die Hälfte des Zubaus, für 2030 erwartet SolarPower Europe drei Viertel. Die drei größten Märkte waren Deutschland, Großbritannien und Italien; die Ukraine und Bulgarien sind neu in den Top 5.

8. Drei Investment-Thesen für 2026

Aus den vier Marktbildern folgen drei Thesen. Jede nennt die Bedingung, unter der sie gilt, und die Größe, an der sie scheitert.

These 1: Der Erlös je Kilowattstunde ist ein Prüfkriterium, kein Auswahlkriterium

Spanien hat 2025 nach der Erhebung von SolarPower Europe 13,4 Gigawatt zugebaut, den größten Zubau seiner Geschichte, und hatte im Februar 2026 eine Capture Rate von neun Prozent. Italien erzielte den höchsten Monatserlös der von Modo Energy erfassten Märkte und fiel beim Zubau auf Platz vier. Kapital ist dem Erlös je Kilowattstunde also nachweislich nicht gefolgt.

Das ist kein Widerspruch, sondern eine Aussage über die Rangfolge der Kriterien: Zuerst entscheidet, ob ein Projekt gebaut werden darf und ans Netz kommt, danach, was es erlöst. Ein hoher Capture Price in einem Markt ohne verfügbare Anschlusskapazität ist keine Investitionsgelegenheit.

Diese These scheitert, wenn Netzanschluss und Genehmigung in einem Markt breit verfügbar werden. Dann rückt der Erlös an die erste Stelle zurück.

These 2: Italien kaufen heißt Gaspreis kaufen

Der italienische Erlösvorsprung beruht darauf, dass Gaskraftwerke dort häufiger als anderswo den Grenzpreis setzen, auch in den Solarstunden. Gas deckte im Sommer 2026 rund 80 Prozent der italienischen Erzeugungslücke, der Gasanteil stieg von 40,6 auf 47,7 Prozent.

Wer diesen Vorsprung in eine Zwanzigjahresrechnung übernimmt, unterstellt, dass Gas über zwanzig Jahre preissetzend bleibt. Modo Energy selbst rechnet für Italien mit einem Anstieg der Solarleistung von 50 Gigawatt im Jahr 2026 auf 111 Gigawatt bis 2040, während die Gaskraftwerksflotte nur von 44 auf 31 Gigawatt zurückgeht, und formuliert: Mit jedem Jahr Solarzubau fällt der sommerliche Mittagspreis weiter unter den Tagesdurchschnitt.

Diese These scheitert, wenn Ihre italienische Anlage über FER X gefördert wird. Dann ist der Vorsprung durch den zweiseitigen Differenzkontrakt neutralisiert, und es bleibt der Zuschlagspreis.

These 3: Deutschland ist der einzige der erfassten Märkte, in dem die Erlösqualität steigt

Die deutsche Jahres-Capture-Rate ist nach Modo Energy von 50,7 auf 57,5 Prozent gestiegen. Modo nennt dafür zwei Treiber, strengere Regeln für die Förderung in negativen Preisstunden und eine stärkere Sommernachfrage; nur der erste ist gesetzt. Für Bestandsanlagen mit gesetzlicher Marktprämie ist das eine Verbesserung des realisierten Erlöses.

Zugleich läuft die Rechtsgrundlage, auf der diese Marktprämie beruht, in ihre Novelle. Die EEG-Novelle steht im Bundesrat vor dem ersten Durchgang; ein Inkrafttreten zum 1. Januar 2027 ist geplant, aber nicht beschlossen. Wer 2026 eine deutsche Anlage in Betrieb nimmt, tut das unter einem Rahmen, dessen Ablösung im Gesetzgebungsverfahren steht.

Diese These scheitert, wenn die Novelle den Marktprämienrahmen auch für Bestandsanlagen ändert. Was der Entwurf für Bestandsanlagen vorsieht, ist nach dem hier geprüften Verfahrensstand offen.

9. Sechs Risiken, die jeder Investor kennen sollte

Risiko 1: Regulatorik bewegt sich schneller als die Projektlaufzeit

In allen vier Märkten hat sich der Rechtsrahmen binnen achtzehn Monaten wesentlich geändert: Österreich hat den Umsatzsteuer-Nullsteuersatz gestrichen und ein neues Elektrizitätswirtschaftsgesetz in Kraft gesetzt, Spanien hat ein Entgelt für reservierte Netzanschlusskapazität eingeführt, Deutschland verhandelt die EEG-Novelle, Italien hat den Fördermechanismus FER X neu aufgesetzt. Eine Anlage läuft 20 bis 25 Jahre. Keiner der vier Rahmen ist in dieser Zeitspanne unverändert geblieben.

Risiko 2: Netzanschluss und Abregelung

Siehe Abschnitt 7. Wesentlich für die Kalkulation: Abregelung mindert den Ertrag, ohne die Erlöskennzahl zu verändern. Ein Projekt mit hohem Capture Price und zehn Prozent Abregelung erlöst weniger als eines mit niedrigerem Capture Price und ohne Abregelung.

Risiko 3: Erlösrisiko in den Mittagsstunden

Die Stunden mit der höchsten Solareinspeisung sind in allen vier Märkten die Stunden mit dem niedrigsten Preis. In Deutschland lagen im August 2026 sämtliche 226 negativen Viertelstunden zwischen 9:30 und 16:45 Uhr. Im spanischen Markt hatte das Jahr 2026 den Negativstunden-Wert des Vorjahres bereits im Mai überschritten. Speicher verschieben Energie aus diesen Stunden heraus. Die Kapazitäten wachsen — Europa hat 2025 rund 36 Gigawattstunden zugebaut, Italien lag dabei auf Platz drei —, decken die Mittagsstunden aber noch nicht ab.

Risiko 4: Der Capture Price ist selten der Erlös, den Sie realisieren

Wer absichert, verkauft den Capture Price weg. Der deutsche Zuschlagswert lag im Juli 2026 bei 4,79 Cent je Kilowattstunde, der Korridor für zehnjährige Stromabnahmeverträge im August bei 2,8 bis 4,0 Cent, der Marktwert Solar im selben Monat bei 6,359 Cent. Die Absicherung kostet also einen realen Abschlag. Das ist kein Argument gegen Absicherung, sondern eines gegen Renditerechnungen, die den Capture Price als erwarteten Erlös einsetzen.

Risiko 5: Lieferkette und Beschaffung

Die Europäische Kommission wendet seit Mai 2026 gegenüber Finanzinstituten eine Leitlinie an, nach der Wechselrichter aus als Hochrisiko eingestuften Herkunftsländern von EU-Mitteln ausgeschlossen werden; Batterie-Umrichter sind ausdrücklich einbezogen. Bis zum 1. November 2026 gilt eine Bestandsschutzfrist, ab dem 1. April 2027 eine verschärfte Phase. Es handelt sich um eine interne Leitlinie, nicht um einen veröffentlichten Rechtsakt; eine Norm lässt sich dazu nicht zitieren. Für Projekte mit EU-Förderbezug gehört die Herkunft der Leistungselektronik trotzdem in die Beschaffungsprüfung.

Risiko 6: Zahlenrisiko

Der europäische Solarmarkt wird von wenigen Erhebungen beschrieben, die sich revidieren. Der EU-Zubau 2025 wurde innerhalb von neun Monaten von 65,1 auf 69,6 Gigawatt korrigiert, fast vollständig durch eine Neubewertung Spaniens. Für den spanischen Zubau desselben Jahres existieren drei Werte mit drei Abgrenzungen. Für den deutschen Solaranteil 2025 existieren fünf Reihen. Prüfen Sie bei jedem Wert in einem Angebot, welche Bezugsgröße er hat und aus welchem Berichtsstand er stammt.

Fazit: Das Europa Solar Schisma verläuft entlang der Zugänge

Der europäische Solarmarkt spaltet sich 2026 nicht entlang der Erlöse, sondern entlang der Zugänge. Drei Punkte tragen das:

Erstens: Für 2026 erwartet SolarPower Europe erstmals wieder einen Rückgang, auf 68,1 Gigawatt bei einem Prognoseband von 62 bis 74,1 Gigawatt. Das Wachstum, das bis 2025 die Rendite mittrug, fällt als Argument weg.

Zweitens: Die Erlösqualität ist ein Prüfkriterium, kein Auswahlkriterium. Spanien hat 2025 nach der Erhebung von SolarPower Europe 13,4 Gigawatt zugebaut und wies im Februar 2026 mit neun Prozent die schwächste Capture Rate der erfassten Märkte auf, Italien mit dem höchsten Monatserlös der erfassten Märkte Marktanteil verloren. Und der italienische Vorsprung ist ein Gaspreis, den ein FER-X-Differenzkontrakt abschöpft, sobald die Anlage gefördert ist.

Drittens: Was in allen vier Märkten bindet, ist der Netzanschluss. Er entscheidet, ob ein Projekt entsteht, und er entscheidet über die Abregelung, die in keiner Erlöskennzahl auftaucht. Wer 2026 in europäische Photovoltaik investiert, prüft zuerst Anschluss und Genehmigung und erst danach das Preisniveau.

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Häufige Fragen zum europäischen Solarmarkt

Schrumpft der europäische Solarmarkt?

2026 ja, 2025 nicht. SolarPower Europe erwartet für 2026 einen Zubau von 68,1 Gigawatt gegenüber 69,6 Gigawatt im Jahr 2025, ein Rückgang um 2,1 Prozent. Der 2025er Wert wurde im September 2026 nach oben revidiert, überwiegend wegen einer Neubewertung Spaniens.

Was ist eine Capture Rate bei Photovoltaik?

Die Capture Rate ist das Verhältnis des tatsächlich erzielten Solarerlöses zum durchschnittlichen Strompreis aller Stunden. Sie sinkt, wenn viel Solarleistung gleichzeitig einspeist und den Preis in genau diesen Stunden drückt. Sie wird von Analysehäusern berechnet, nicht amtlich erhoben.

Welches Land in Europa bietet den höchsten Solarerlös?

Italien, nach den Messungen von Modo Energy: 150,17 Euro je Megawattstunde im August 2026 und eine Jahres-Capture-Rate von 86 Prozent zum Stand März 2026. Der Vorsprung beruht darauf, dass Gaskraftwerke dort häufig den Grenzpreis setzen, auch in Solarstunden.

Warum ist der Solarerlös in Spanien so niedrig?

Weil sehr viel Solarleistung in dieselben Stunden einspeist. Photovoltaik war dort im Juli und August 2026 mit 29,6 und 29,2 Prozent der größte Einzelträger im Erzeugungsmix, im fünften Monat in Folge. Der Großhandelspreis fiel im April 2026 auf 42,44 Euro je Megawattstunde im Monatsmittel; der Solarerlös lag im August bei 53,19 Euro.

Lohnt sich ein Solarpark in Spanien trotz niedriger Erlöse?

Das hängt am Netzanschluss und an der Vertragsstruktur, nicht am Marktpreis. Spanien hatte 2025 nach der Erhebung von SolarPower Europe mit 13,4 Gigawatt den größten Zubau seiner Geschichte. Seit März 2026 kostet reservierte Anschlusskapazität ein Entgelt, und von 937 Übertragungsnetzknoten wiesen im April nur noch 42 freie Kapazität aus.

Was ändert sich 2027 für Photovoltaik in Österreich?

Zwei Bestimmungen des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes greifen zum 1. Januar 2027. Einspeiser zahlen einen Versorgungsinfrastrukturbeitrag von höchstens 0,05 Cent je eingespeister Kilowattstunde, befreit sind Anlagen bis 20 Kilowatt netzwirksamer Leistung. Zudem gilt eine Spitzenkappung für neu errichtete oder erweiterte Anlagen.

Wann tritt das EEG 2027 in Kraft?

Geplant ist der 1. Januar 2027. Beschlossen ist nichts: Der Regierungsentwurf liegt als Bundesrats-Drucksache 470/26 und als Bundestags-Drucksache 21/7867 vom 7. September 2026 vor. Der erste Durchgang im Bundesrat ist für den 25. September 2026 terminiert, eine erste Lesung im Bundestag steht aus.

Quellenangaben

Alle Quellen wurden am 10. September 2026 abgerufen. Bei Werten, die von einem Analysehaus stammen, sind Urheber und Berechnungszeitraum genannt; amtliche Erhebungen und Verbandsangaben sind als solche gekennzeichnet.

Europäischer Markt und Segmente

Erlösqualität

Spanien

Italien

Deutschland

Österreich

Wichtiger Hinweis: Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Angaben zu Rendite, Ertrag, Erlösen, Pacht und Kosten sind Beispielrechnungen oder Marktbeobachtungen zum genannten Stand und keine Zusage künftiger Ergebnisse; die tatsächlich erzielbaren Werte hängen von Standort, Anlagenauslegung, Vertragsgestaltung und Marktentwicklung ab. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Steuerberater, Rechtsanwalt oder Anlageberater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: 10. September 2026.

Die dargestellte Rechtslage gibt den Stand zum genannten Datum wieder. Soweit auf Entwürfe Bezug genommen wird, handelt es sich nicht um geltendes Recht; Änderungen im weiteren Verfahren sind möglich.

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