Smart-Meter-Pflicht 2026: Was Sie als PV-Betreiber jetzt wissen müssen
Die Smart-Meter-Pflicht 2026 macht das intelligente Messsystem für Betreiber von Photovoltaikanlagen ab 7 kW zur wirtschaftlichen Kernfrage: Wer ohne intelligentes Messsystem einspeist, darf dauerhaft nur 60 % seiner Leistung ins Netz geben – und verliert bis zu 40 % der möglichen Einspeisung. Gleichzeitig öffnet die Pflicht die Tür zu Energy Sharing ab Juni 2026 und zu dynamischen Tarifen.
Die kurze Antwort
Die Smart-Meter-Pflicht 2026 gilt für neue PV-Anlagen ab 7 kW seit Inkrafttreten des Solarspitzengesetzes am 25. Februar 2025. Ohne intelligentes Messsystem greift eine Einspeisebegrenzung auf 60 % der Nennleistung (§ 9 Abs. 2 EEG 2023).
Der Einbau ist kostenlos, es fallen nur gedeckelte Betriebskosten von rund 100 bis 190 €/Jahr an. Erst das intelligente Messsystem öffnet den Zugang zu Energy Sharing ab 1. Juni 2026, dynamischen Tarifen und optimierter Direktvermarktung.
Ab 2026 wird die Smart-Meter-Pflicht für Betreiber von Photovoltaikanlagen ab 7 kW zur handfesten wirtschaftlichen Frage. Dieser Artikel richtet sich an Betreiber von PV-Anlagen, Investoren und Unternehmen mit eigener Anlage und erklärt, was die Smart-Meter-Pflicht 2026 konkret bedeutet – von den gesetzlichen Grundlagen über alle Fristen und Kosten bis zu den neuen Erlösmodellen. Das Solarspitzengesetz hat seit dem 25. Februar 2025 die Spielregeln für alle neuen PV-Anlagen ab 7 kW grundlegend verändert: Wer kein intelligentes Messsystem einbauen lässt, speist dauerhaft nur 60 % seiner Leistung ein.
1. Das Solarspitzengesetz: Gesetzliche Grundlage der Smart-Meter-Pflicht
Das Gesetz trägt offiziell den Namen „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen". Der Bundestag beschloss es am 31. Januar 2025, der Bundesrat stimmte am 14. Februar 2025 zu. Hintergrund: Ende 2024 waren in Deutschland rund 100 GW PV-Leistung installiert. An sonnigen Mittagen produzieren Photovoltaikanlagen mehr Strom, als das Netz aufnehmen kann – mit wachsenden Folgen für Netzstabilität und Vergütungskosten.
Die politische Antwort darauf: Dezentrale Erzeuger müssen steuerbar werden. Statt PV-Systeme pauschal abzuregeln, soll ein intelligentes Messsystem mit Steuerbox dem Netzbetreiber erlauben, die Einspeisung gezielt und in Echtzeit zu drosseln – nur wenn nötig, nur so weit wie nötig. Was das Gesetz für Haushalte, Betriebe und Investoren konkret regelt:
- Neue PV-Anlagen ab 7 kW: Pflicht zum Smart-Meter-Einbau durch den Messstellenbetreiber
- Neue PV-Anlagen 2–100 kWp ohne intelligentes Messsystem: Einspeisebegrenzung auf 60 % der Nennleistung
- Neue PV-Anlagen ab 2 kWp: keine EEG-Vergütung bei negativem Börsenstrompreis
- Bestandsanlagen vor dem 25.02.2025: vollständiger Bestandsschutz, keine rückwirkenden Änderungen
2. Für wen gilt die Smart-Meter-Pflicht? Die 7-kW-Grenze im Detail
Wer eine Photovoltaikanlage über diesem Schwellenwert ans Netz bringt, muss einen Smart Meter einbauen lassen. Die Pflicht nach § 29 MsbG betrifft drei Verbrauchergruppen:
- Haushalte und Betriebe mit einem Jahresverbrauch von mehr als 6.000 kWh (§ 29 Abs. 1 Nr. 1 MsbG) – das entspricht etwa einem Einfamilienhaus mit Wärmepumpe
- PV-Anlagenbetreiber ab 7 kWp installierter Leistung (§ 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG)
- Betreiber steuerbarer Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Wallboxen oder Heimspeicher ab 4,2 kW (§ 29 Abs. 1 Nr. 3 MsbG i. V. m. § 14a EnWG)
Bereits wenn eines dieser Kriterien zutrifft, greift die Pflicht. Besonders relevant für Haushalte: Wer eine Wärmepumpe und eine PV-Anlage unter 7 kW betreibt, ist allein über die Wärmepumpe bereits betroffen. Der alte analoge Ferraris-Zähler oder ein einfacher digitaler Stromzähler muss dann gegen ein intelligentes Messsystem ausgetauscht werden.
| Anlagengröße | Pflicht? | Einspeisung ohne iMSys | Jährliche Betriebskosten (gedeckelt) |
|---|---|---|---|
| ≤ 2 kWp (Balkonkraftwerk) | Nein – ausgenommen | unbegrenzt | – |
| > 2 bis ≤ 7 kWp | Keine Pflicht, aber 60 %-Grenze | max. 60 % | ca. 30 €/Jahr (optional) |
| > 7 bis ≤ 15 kWp | Pflicht + Steuerbox | max. 60 % | ca. 100 €/Jahr |
| > 15 bis ≤ 25 kWp | Pflicht + Steuerbox | max. 60 % | ca. 160 €/Jahr |
| > 25 bis ≤ 100 kWp | Pflicht + Steuerbox | max. 60 % | ca. 190 €/Jahr |
| > 100 kWp | Pflicht (Rollout ab 2028) | individuell | Steuerbox + RLM-Zähler |
| Betriebskosten gesetzlich gedeckelt nach § 30 MsbG (inkl. Steuerbox). Quelle: Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), Stand August 2026. | |||
Wichtig für Vermieter und Eigentümer: Wer ein Gebäude mit PV-Anlage über 7 kW betreibt, ist direkt betroffen. Die Kosten für eine eventuell nötige Zählerschrankmodernisierung trägt der Eigentümer – nicht der Mieter. Je früher der Zählerschrank auf Nachrüstbarkeit geprüft wird, desto günstiger.
Freiwilliger Einbau: Wer nicht zur Pflichtgruppe gehört, kann einen Smart Meter trotzdem einbauen lassen. Seit Januar 2025 muss der Messstellenbetreiber den Einbau auf Anfrage innerhalb von vier Monaten umsetzen. Der Anreiz: Zugang zu dynamischen Stromtarifen und zu Energy Sharing ab Juni 2026.
3. Was passiert ohne Smart Meter? Die 60-%-Drosselung erklärt
Konkretes Rechenbeispiel: Eine neue 12-kWp-Anlage ohne Gateway darf maximal 7,2 kW einspeisen. An einem Sommertag mit 11 kW Produktion bleiben 3,8 kW ungenutzt. Bei 1.000 Volllaststunden und 7,70 ct/kWh Vergütung ergibt das einen Einnahmeverlust von rund 293 € pro Jahr – jedes Jahr, solange das intelligente Messsystem noch nicht eingebaut ist.
Die Begrenzung greift auch für PV-Anlagen zwischen 2 und 7 kWp, bei denen die frühere 70-%-Regelung weggefallen ist. Auch ohne gesetzliche Einbaupflicht verliert man ohne das neue Messsystem bis zu 40 % der möglichen Einspeiseerlöse. Die Begrenzung entfällt automatisch, sobald der Smart Meter eingebaut und ein erfolgreicher Ende-zu-Ende-Test der Fernsteuerbarkeit durch den Netzbetreiber abgeschlossen ist.
4. Ab wann gilt was? Fristen und Smart-Meter-Rollout-Stand 2026
Der Rollout läuft, aber viele Haushalte warten noch auf den Einbau – weniger wegen rechtlicher Lücken als wegen Kapazitätsengpässen bei Messstellenbetreibern und fehlender kompatibler Hardware. Wer heute eine neue Anlage ans Netz bringt, muss damit rechnen, zunächst mit der 60-%-Begrenzung zu starten und erst nach dem Einbau auf volle Einspeisung umzuschalten.
| Termin | Was gilt |
|---|---|
| 25. Februar 2025 | Solarspitzengesetz in Kraft; alle Neuanlagen ab 7 kW betroffen |
| 31. Dezember 2025 | gesetzliche 20-%-Quote der Pflichtmessstellen (erreicht: 23,3 %) |
| Februar 2027 | Ende der 24-Monats-Übergangsfrist für Neuanlagen ab 7 kW |
| 1. Januar 2029 | Nachrüstpflicht für Bestandsanlagen über 7 kW; Steuerbarkeit herstellen |
| Ende 2030 | 95 % aller Pflichtmessstellen mit Smart-Meter-Gateway |
| 2032 | 100-%-Rollout-Ziel für alle Haushalte und PV-Anlagen |
| Rollout-Quoten nach § 45 MsbG. Stand der Ausstattung: Bundesnetzagentur, Quartalsbericht zum 31.12.2025 (pv magazine, 29.12.2025). | |
Für Bestandsanlagenbetreiber über 7 kW: kein Handlungsbedarf – der Messstellenbetreiber meldet sich von sich aus. Er ist gesetzlich verpflichtet, mindestens drei Monate vor dem geplanten Einbau schriftlich zu informieren (§ 37 MsbG). Innerhalb dieser Frist können Eigentümer einen anderen Messstellenbetreiber wählen, um Kosten zu vergleichen.
5. Intelligentes Messsystem, Smart-Meter-Gateway & Steuerbox: Was steckt dahinter?
Ein intelligentes Messsystem ist mehr als ein digitaler Stromzähler: Es ist die Kommunikationsinfrastruktur, die PV-Anlage, Netzbetreiber, Direktvermarkter und Lieferant in Echtzeit verbindet. Die drei Komponenten im Detail:
- Moderne Messeinrichtung (mME) – der digitale Stromzähler. Ersetzt den analogen Ferraris-Zähler, erfasst Einspeisung und Verbrauch im 15-Minuten-Takt und übermittelt die Werte automatisch. Wer seinen Verbrauch im 15-Minuten-Raster sieht, identifiziert Stromfresser – Waschmaschine, Wärmepumpe, Wallbox – deutlich leichter.
- Smart-Meter-Gateway (SMGW) – die BSI-zertifizierte Kommunikationseinheit. Verbindet den Zähler verschlüsselt über drei Schnittstellen: LMN (Zähleranbindung), WAN (Kommunikation mit Messstellenbetreiber, Netzbetreiber, Direktvermarkter) und HAN (lokale Steuerung, dynamische Tarife).
- Steuerbox (Steuerungseinrichtung) – ermöglicht dem Netzbetreiber die Fernsteuerung der Einspeisung in Echtzeit. Erst durch die Steuerbox wird die volle Leistung freigegeben und die 60-%-Begrenzung aufgehoben.
Für PV-Großanlagen über 100 kW sind zusätzlich Datenlogger für kontinuierliches Monitoring notwendig. Bei Anlagen über 500 kW kommen zertifizierte EZA-Regler nach VDE-AR-N 4110 hinzu. Das Solarpaket I (Mai 2024) hob die frühere EZA-Regler-Pflicht von 135 kW auf über 500 kW an – PV-Anlagen darunter fallen unter die vereinfachte VDE-AR-N 4105. Der entscheidende Vorteil: Intelligente Messsysteme sind die Grundlage für dynamische Tarife, Direktvermarktung und Energy Sharing – Erlösquellen, die ohne iMSys nicht zugänglich sind.
6. Negative Strompreise, sinkende Vergütung und der Einfluss des Smart Meters
Aktuelle Einspeisevergütung (ab 1. August 2026)
Zum 1. August 2026 sind die Fördersätze durch die halbjährliche Degression um rund 1 % gesunken. Für Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen dem 1. August 2026 und dem 31. Januar 2027 gelten laut Bundesnetzagentur folgende Einspeisevergütungssätze:
- bis 10 kWp, Teileinspeisung: 7,70 ct/kWh
- bis 10 kWp, Volleinspeisung: 12,22 ct/kWh
- 10–40 kWp, Teileinspeisung: 6,66 ct/kWh
- 40–100 kWp, Teileinspeisung: 5,44 ct/kWh
Die nächste Absenkung erfolgt planmäßig zum 1. Februar 2027. Die sinkenden Vergütungssätze verschieben den Fokus: Eigenverbrauch – besonders bei Haushalten mit Wärmepumpe oder Wallbox über 6.000 kWh Jahresverbrauch – wird immer attraktiver gegenüber der reinen Einspeisung. Was das langfristig bedeutet, analysiert unser Artikel zur EEG-Vergütung 2026 und der CfD-Reform.
Negative Strompreise: Ein wachsendes Phänomen am Strommarkt
- 2023: 301 Stunden mit negativem Börsenstrompreis
- 2024: 457 Stunden (+52 % gegenüber 2023)
- 2025: 573 Stunden – neuer Rekord (+25 % gegenüber 2024)
Je mehr Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Speicher ins Netz eingebunden sind, desto häufiger entstehen solare Mittagsspitzen, bei denen der Preis ins Negative rutscht. Für Neuanlagen ab 25. Februar 2025 gilt in diesen Stunden: keine EEG-Vergütung. Als Ausgleich werden diese Stunden am Ende der 20-jährigen Förderlaufzeit angehängt. Warum das für vorbereitete Investoren kein Problem ist, erklärt unser Artikel zu negativen Strompreisen und PV-Investoren.
Wichtige Einschränkung: Diese Regelung greift erst, nachdem die PV-Anlage mit einem Smart Meter ausgestattet wurde und ein Kalenderjahrwechsel erfolgt ist. Im Jahr der Inbetriebnahme wird die volle Vergütung noch ausgezahlt. Wer einen Stromspeicher betreibt, kann in Stunden mit negativen Preisen die Einspeisung stoppen und stattdessen laden – mehr dazu im Artikel zu PV-Anlagen mit Batteriespeicher und Co-Location.
7. Energy Sharing ab Juni 2026: Das neue Erlösmodell für PV-Betreiber
Das Gesetz (Bundestag: 13. November 2025; in Kraft: 22. Dezember 2025) verpflichtet alle Verteilnetzbetreiber, Energy Sharing innerhalb ihres Bilanzierungsgebiets ab dem 1. Juni 2026 zu ermöglichen. Ab 1. Juni 2028 wird die Nutzung auf direkt angrenzende Bilanzierungsgebiete ausgeweitet. Was das für Betreiber, Haushalte und Investoren bedeutet:
- Statt 7–8 ct/kWh Einspeisevergütung: Strom direkt an Nachbarn verkaufen – typischerweise 15–25 ct/kWh, frei verhandelbar
- Haushalte ohne eigene Erzeugung profitieren als Abnehmer: günstiger als regulärer Netzstrom
- Netzentgelte fallen weiterhin an; eine gesonderte Förderung ist im deutschen Modell nicht vorgesehen
- Alle Teilnehmer müssen einen Smart Meter einbauen lassen – ein einfacher digitaler Zähler ohne Gateway reicht nicht aus
Teilnehmen dürfen Privatpersonen und Haushalte, KMU (bis 250 Mitarbeiter / 50 Mio. € Umsatz), Kommunen und juristische Personen des öffentlichen Rechts. Große Energiekonzerne sind ausgeschlossen. Die Abwicklung kann an Dienstleister wie Stadtwerke oder Energy-Sharing-Plattformen delegiert werden – deren Kosten sollten in die Wirtschaftlichkeitsberechnung einfließen.
8. Smart-Meter-Einbau: Kosten, Anbieter und was Vermieter wissen müssen
| Leistung | Zählersystem | Steuerbox | Summe pro Jahr |
|---|---|---|---|
| > 7 bis ≤ 15 kW | ca. 50 € | ca. 50 € | ca. 100 € |
| > 15 bis ≤ 25 kW | ca. 110 € | ca. 50 € | ca. 160 € |
| > 25 bis ≤ 100 kW | ca. 140 € | ca. 50 € | ca. 190 € |
| Preisobergrenzen nach § 30 MsbG. Über 20 Jahre: rund 2.000 bis 3.800 €. Quelle: Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), Stand August 2026. | |||
Über 20 Jahre summieren sich diese Kosten auf 2.000 bis 3.800 € – ein überschaubarer Posten im Vergleich zu den Einnahmeverlusten durch die 60-%-Drosselung ohne Smart Meter. Nicht gedeckelt sind Kosten für eine Zählerschrankmodernisierung, wenn dieser nicht den aktuellen Normen entspricht: typisch 500 bis 2.000 €, in Einzelfällen bis 5.000 €. Diese Kosten trägt der Eigentümer, nicht der Mieter.
Wechsel des Messstellenbetreibers: Nach Eingang der Einbauankündigung haben Haushalte und Betriebe drei Monate Zeit, einen anderen Anbieter zu beauftragen. Danach ist ein Wechsel deutlich aufwändiger. Vermieter mit PV-Anlagen über 7 kW sollten den Zählerschrank rechtzeitig auf Nachrüstbarkeit prüfen lassen; sie können den Smart-Meter-Einbau nicht verhindern (§ 36 MsbG).
Wirtschaftlicher Vorteil durch § 14a EnWG: Wer steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen oder Wallboxen betreibt, erhält eine Netzentgeltreduzierung von 120 bis 200 € pro Jahr als Ausgleich dafür, dass der Netzbetreiber diese Geräte bei Netzüberlastung kurzzeitig dimmen darf. Das gleicht die jährlichen Betriebskosten des Smart Meters in vielen Fällen vollständig aus.
Smart-Meter-ready planen – von Anfang an
Logic Energy projektiert, baut und betreibt schlüsselfertige PV-Anlagen, bei denen iMSys, Steuerbox und Zählerschrank von Anfang an Teil der Planung sind – nicht als Nachrüstung, sondern als Standard. Vertragspartner für Direktinvestments ist die mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung.
9. Was die Smart-Meter-Pflicht für PV-Investoren konkret bedeutet
Wer keine intelligenten Messsysteme einplant, sperrt sich dauerhaft aus einem wachsenden Teil des Ertragsrahmens aus. Drei konkrete Konsequenzen:
- Vollständige Einspeisung von Anfang an sichern. Eine PV-Anlage mit Smart Meter speist zu 100 % ein, eine ohne nur zu 60 %. Bei einer 750-kW-Anlage bedeutet das: statt 750 kW dauerhaft nur 450 kW – ein Verlust von bis zu 30 % der kalkulierten Jahreserträge, jedes Jahr bis zum Einbau.
- Infrastruktur von Anfang an mitplanen. Ein kompatibler Zählerschrank gehört in jede Projektplanung; die Betriebskosten von 100 bis 190 €/Jahr in jede Wirtschaftlichkeitsberechnung. Ein seriöser Projektierer plant Messeinrichtung, Steuerbox und Zählerschrank standardmäßig mit.
- Energy Sharing und Direktvermarktung als Zusatzerlös. Statt 7–8 ct/kWh Einspeisevergütung lassen sich beim Energy Sharing 15–25 ct/kWh erzielen – Haushalte als Abnehmer zahlen trotzdem weniger als am regulären Strommarkt.
Ausblick: EEG-Reform 2027
Der am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlossene Regierungsentwurf für das EEG 2027 sieht für Neuanlagen die Abschaffung der festen Einspeisevergütung und die Umstellung auf zweiseitige Differenzverträge vor. Das Gesetz ist noch nicht in Kraft. Wer sich das bewährte Fördersystem für 20 Jahre sichern will, hat guten Grund, eine Inbetriebnahme noch 2026 zu prüfen – mehr dazu in unserem Artikel zur Einspeisevergütung 2026 und dem EEG 2027.
Häufige Fragen zur Smart-Meter-Pflicht 2026
Muss ich als PV-Betreiber den Smart Meter selbst einbauen lassen?
Nein. Den Einbau übernimmt der zuständige Messstellenbetreiber, nicht der Anlagenbetreiber. Er meldet sich von sich aus und kündigt den Termin mindestens drei Monate vorher schriftlich an (§ 37 MsbG). Nutzen Sie die Ankündigung, um innerhalb der Dreimonatsfrist Anbieter zu vergleichen.
Gilt die 60-%-Drosselung auch für meine Bestandsanlage?
Nein. Anlagen, die vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb gingen, genießen vollständigen Bestandsschutz. Die 60-%-Einspeisebegrenzung nach § 9 Abs. 2 EEG 2023 gilt nur für Neuanlagen zwischen 2 und 100 kWp ohne intelligentes Messsystem. Für Bestandsanlagen über 7 kW greift erst ab 1. Januar 2029 eine Nachrüstpflicht.
Was kostet mich ein Smart Meter als PV-Betreiber pro Jahr?
Der Einbau ist kostenlos, es fallen nur gedeckelte Betriebskosten nach § 30 MsbG an: rund 100 €/Jahr bei 7–15 kW, rund 160 €/Jahr bei 15–25 kW und rund 190 €/Jahr bei 25–100 kW (jeweils inklusive Steuerbox). Nicht gedeckelt ist eine eventuelle Zählerschrankmodernisierung (typisch 500 bis 2.000 €).
Was ist der Unterschied zwischen Smart Meter, intelligentem Messsystem und Steuerbox?
Die moderne Messeinrichtung (mME) ist der reine digitale Zähler. Kombiniert mit einem BSI-zertifizierten Smart-Meter-Gateway entsteht ein intelligentes Messsystem (iMSys) – umgangssprachlich Smart Meter. Die Steuerbox ist eine zusätzliche Komponente, über die der Netzbetreiber die Einspeisung fernsteuert; erst mit ihr entfällt die 60-%-Begrenzung.
Wann muss eine Bestandsanlage über 7 kW nachrüsten?
Für Bestandsanlagen über 7 kW gilt ab 1. Januar 2029 eine Nachrüstpflicht: Bis dahin muss die Steuerbarkeit über ein intelligentes Messsystem hergestellt sein. Handeln müssen Sie nicht selbst – der Messstellenbetreiber terminiert den Einbau und kündigt ihn drei Monate vorher an.
Kann ich ohne Smart Meter an Energy Sharing teilnehmen?
Nein. Energy Sharing nach § 42c EnWG (ab 1. Juni 2026) setzt zwingend ein intelligentes Messsystem voraus, weil alle Erzeugungs- und Verbrauchsdaten viertelstundengenau gemessen werden müssen. Ein einfacher digitaler Stromzähler ohne Smart-Meter-Gateway genügt nicht.
Gilt die Smart-Meter-Pflicht auch bei einer 9-kWp-Anlage mit Vollspeicher?
Ja. Die Pflicht bemisst sich nach der installierten Nennleistung, nicht nach der eingespeisten Menge. Eine 9-kWp-Anlage liegt über der 7-kW-Grenze und ist damit smart-meter-pflichtig – unabhängig davon, ob ein Stromspeicher vorhanden ist oder wie viel Strom ins Netz gelangt.
Kann ich einen Smart Meter freiwillig einbauen lassen, auch wenn ich nicht zur Pflichtgruppe gehöre?
Ja. Seit Januar 2025 muss der Messstellenbetreiber einen freiwillig angefragten Einbau innerhalb von vier Monaten umsetzen. Der Vorteil: Zugang zu dynamischen Stromtarifen und zu Energy Sharing ab Juni 2026 – Erlösquellen, die ohne intelligentes Messsystem nicht zugänglich sind.
Fazit
Die Smart-Meter-Pflicht 2026 klingt nach Bürokratie – ist aber in Wirklichkeit der technische Schlüssel zur nächsten Generation von PV-Erträgen. Wer eine Anlage plant, die ab Juni 2026 Energy Sharing nutzt, bei negativen Strompreisen flexibel reagiert und im Direktvermarktungsmarkt wettbewerbsfähig ist, braucht ein intelligentes Messsystem nicht trotz der Pflicht, sondern genau wegen der Möglichkeiten, die es öffnet. Wie sich das in die aktuelle Förderlage einfügt, zeigt unser Leitfaden zur EEG-Vergütung 2026 und die Übersicht zum Photovoltaik Investment 2026.
Quellen und Rechtsgrundlagen
- Bundesnetzagentur – EEG-Förderung und -Fördersätze (Einspeisevergütung, Zeitraum 01.08.2026–31.01.2027), abgerufen 4. August 2026
- Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) – §§ 29, 30, 36, 37, 45 (Einbaupflicht, Preisobergrenzen, Ankündigungsfrist, Rollout-Quoten)
- § 42c EnWG – Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung / Energy Sharing
- § 14a EnWG – Steuerbare Verbrauchseinrichtungen (Netzentgeltreduzierung)
- § 9 EEG 2023 – Technische Vorgaben / 60-%-Einspeisebegrenzung
- pv magazine Deutschland – „Solarspitzen-Gesetz im Bundesgesetzblatt veröffentlicht", 24. Februar 2025
- pv magazine Deutschland – „Smart-Meter-Rollout erreicht 20-Prozent-Marke bei Pflichteinbaufällen" (23,3 % zum 31.12.2025), 29. Dezember 2025
- Finanztip – Einspeisevergütung 2026: Höhe, Entwicklung & geplante Reformen, Stand August 2026
Redaktion Logic Energy. Stand: August 2026.
