EEG Gesetz 2026: Überblick, Risiken und Praxis‑Strategien für Entscheider

Der Unterschied zwischen den beiden Modellen ist folgender: Bei der Teileinspeisung verbraucht der Betreiber einen Teil des erzeugten Stroms selbst und speist nur den Überschuss ein. Bei der Volleinspeisung wird der gesamte erzeugte Strom ins Netz gegeben, weshalb der Vergütungssatz deutlich höher liegt.

Für kleine Dachanlagen bis 10 kWp bedeutet Volleinspeisung mit 12,34 ct/kWh fast das Doppelte im Vergleich zur Teileinspeisungsvariante. Ob sich dieses Modell rechnet, hängt davon ab, wie hoch der eigene Stromverbrauch ist und zu welchem Preis Strom aktuell vom Netz bezogen wird.

Degression, 20-Jahres-Bestandsschutz und Opt-in-Regelungen

Ab dem 1. August 2026 sinken die Vergütungssätze automatisch um 1 Prozent. Dieser Mechanismus heißt Degression und soll dafür sorgen, dass die Förderung mit sinkenden Anlagenkosten schrittweise abnimmt. Konkret bedeutet das: Der Satz von 7,78 ct/kWh fällt auf 7,71 ct/kWh, der Volleinspeisetarif von 12,34 ct/kWh auf 12,23 ct/kWh. Die Degression gilt dauerhaft im Halbjahrestakt.

Wer eine Anlage in Betrieb nimmt, erhält den zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme gültigen Satz für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres garantiert. Eine Anlage, die im März 2026 ans Netz geht, bekommt also 7,78 ct/kWh bis Ende 2046, egal wie sich das EEG bis dahin verändert. Dieser Bestandsschutz ist bereits im vorherigen Abschnitt grundsätzlich erklärt worden und gilt hier auf Vergütungssatzebene genauso.

Zusätzlich gibt es eine freiwillige Opt-in-Regelung für Betreiber bestehender Anlagen. Wer freiwillig in das neue System wechselt, das mit dem Solarspitzengesetz vom 25. Februar 2025 eingeführt wurde, erhält eine Vergütungserhöhung von 0,6 ct/kWh als Ausgleich dafür, dass in Stunden mit negativen Börsenstrompreisen keine Vergütung mehr gezahlt wird. Ob sich dieser Wechsel lohnt, hängt davon ab, wie oft negative Preise auftreten und wie die eigene Anlage ausgerichtet ist.

Ausschreibungen (zweites Segment ab 1 MWp) und Marktmechanik

Solaranlagen auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden ab 1.001 kWp erhalten keine feste Einspeisevergütung mehr, sondern müssen an staatlichen Ausschreibungen teilnehmen, um eine Förderung zu erhalten. Dieses Verfahren wird als zweites Segment bezeichnet.

Im Jahr 2026 finden drei Ausschreibungsrunden statt:

• 1. Februar 2026: 367 MW
• 1. Juni 2026: 367 MW
• 1. Oktober 2026: 367 MW

Das Gesamtvolumen für 2026 beträgt damit 1.100 Megawatt. Der Höchstwert, also die maximale Vergütung, die ein Bieter ansetzen darf, liegt bei 10,00 ct/kWh.

Das Verfahren funktioniert nach dem Prinzip „pay as bid„: Bieter reichen Gebote mit ihrem gewünschten Vergütungssatz ein. Die günstigsten Gebote erhalten den Zuschlag, bis das ausgeschriebene Volumen ausgeschöpft ist. Wer zu teuer bietet, geht leer aus. Das zwingt Projektentwickler dazu, ihre Kosten genau zu kalkulieren, denn ein zu hoch angesetztes Gebot bedeutet keinen Zuschlag, ein zu niedrig angesetztes gefährdet die Wirtschaftlichkeit des Projekts.

Die Mindestgebotsmenge liegt derzeit bei 1.001 kW pro Gebot. Sobald die EU-Beihilfegenehmigung für das Solarpaket I erteilt wird, sinkt diese Grenze auf 751 kW, was auch mittelgroßen Projekten den Zugang erleichtert.

Negative Börsenpreise (Solarspitzengesetz), Abregelungen und Speicherwirkung

Das Solarspitzengesetz, das am 25. Februar 2025 in Kraft trat, hat eine wichtige Änderung für neue Photovoltaikanlagen gebracht: In Stunden, in denen der Strompreis an der Börse negativ ist, also Strom quasi nichts wert ist oder Erzeuger sogar dafür zahlen müssen, ihren Strom loszuwerden, entfällt die Einspeisevergütung vollständig.

Das klingt zunächst nach einem erheblichen Verlust. In der Praxis zeigen sich jedoch deutliche Unterschiede je nach Anlagenkonfiguration. Laut Auswertungen der Branche verlieren südausgerichtete Dachanlagen ohne Batteriespeicher in negativen Preisstunden bis zu 9 Prozent ihrer jährlichen Vergütung, während Ost-West-Anlagen nur etwa 1 Prozent verlieren, weil sie die Mittagsspitzen besser verteilen. Anlagen mit Batteriespeicher sind kaum betroffen, weil der überschüssige Strom zwischengespeichert und außerhalb der Negativpreisphase eingespeist werden kann.

Damit die ausgefallenen Vergütungsstunden nicht dauerhaft verloren sind, sieht § 51a EEG vor, dass diese Zeiträume mit dem Faktor 0,5 auf die reguläre Förderlaufzeit angerechnet werden. Konkret heißt das: Für zwei Stunden ohne Vergütung wird die Förderlaufzeit um eine Stunde verlängert. Die entgangene Vergütung wird also nicht erstattet, aber der Förderanspruch läuft etwas länger.

Für Anlagen bis 100 kWp gilt eine Übergangsfrist: Die Regelung greift erst ab dem Jahr nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems. Balkonkraftwerke unter 2 kWp sind von der Regelung ausgenommen. Wer eine bestehende Anlage freiwillig in das neue System überführt, erhält als Ausgleich die bereits erwähnte Vergütungserhöhung von 0,6 ct/kWh.

Der Speicher gewinnt durch diese Regelung erheblich an wirtschaftlicher Bedeutung. Wer eine neue Solaranlage ohne Speicher betreibt und südlich ausrichtet, muss mit spürbaren Vergütungsausfällen rechnen, sobald an sonnigen Mittagen die Erzeugung die Nachfrage übersteigt und die Börsenpreise ins Negative drehen.

Förderung Windenergie an Land

Ausschreibungsvolumen 2026, Höchstwerte und Gebotstermine

Für Windenergie an Land stehen im Jahr 2026 insgesamt 10.000 Megawatt an Ausschreibungsvolumen zur Verfügung, verteilt auf vier Gebotstermine:

• 1. Februar 2026: 2.500 MW
• 1. Mai 2026: 2.495 MW
• 1. August 2026: 2.500 MW
• 1. November 2026: 2.500 MW

Der Höchstwert, also der maximale Vergütungssatz, den Bieter in ihren Geboten ansetzen dürfen, wurde von der Bundesnetzagentur für alle vier Termine auf 7,25 ct/kWh festgelegt. Das ist eine Absenkung gegenüber dem Vorjahreswert von 7,35 ct/kWh und spiegelt die aktuelle Marktentwicklung wider. Gebote, die diesen Wert überschreiten, werden automatisch vom Zuschlagsverfahren ausgeschlossen.

Das Verfahren funktioniert genauso wie bei Solar: Die günstigsten Gebote erhalten den Zuschlag, bis das Volumen des jeweiligen Termins ausgeschöpft ist. Für Projektentwickler bedeutet das einen direkten Kostendruck: Ein zu hoch kalkuliertes Gebot bedeutet keinen Zuschlag, ein zu niedrig angesetzter Gebotspreis gefährdet die Wirtschaftlichkeit des Projekts über die gesamte Förderlaufzeit.

Bayerns 5-GW-Initiative, Sonderausschreibungen und Genehmigungsstand

Im Februar 2026 brachte Bayern einen Gesetzesantrag in den Bundesrat ein, der eine einmalige Sonderausschreibung für Windenergie an Land mit einem Volumen von 5.000 Megawatt vorsieht. Diese zusätzliche Ausschreibungsrunde würde ausschließlich für Projekte gelten, die bereits genehmigt sind oder sich in einem weit fortgeschrittenen Genehmigungsverfahren befinden. Das Ziel ist, fertig geplante Projekte schneller in die Umsetzung zu bringen, anstatt sie in regulären Ausschreibungsrunden in die Warteschlange einzureihen.

Wichtig zu verstehen ist, dass dieses Zusatzvolumen nicht auf die regulären 10.000 Megawatt angerechnet würde, sondern als eigenständiges Segment käme. Zum Stand März 2026 war die gesetzgeberische Entscheidung über diesen Antrag noch nicht getroffen. Ob und in welcher Form die Initiative umgesetzt wird, bleibt abzuwarten.

Flächenausweisung, WindBG und das 2-Prozent-Ziel

Das Windenergieflächenbedarfsgesetz, kurz WindBG, ist seit dem 1. Februar 2023 in Kraft und verpflichtet jedes Bundesland dazu, einen festgelegten Anteil seiner Landesfläche für die Windenergienutzung auszuweisen. Das übergeordnete Ziel: Bis 2032 müssen bundesweit 2 Prozent der deutschen Landesfläche für Windenergie nutzbar sein.

Die konkreten Flächenbeitragswerte sind je nach Bundesland unterschiedlich und im WindBG festgeschrieben. Sie gelten als Mindestvorgaben, eine Überschreitung ist erlaubt. Erfüllen können die Länder ihre Pflicht entweder durch eigene Flächenausweisungen in Raumordnungsplänen oder durch die Beauftragung regionaler und kommunaler Planungsträger, entsprechende Flächen in Flächennutzungsplänen oder Bebauungsplänen auszuweisen.

Entscheidend ist dabei: Flächen dürfen nicht doppelt angerechnet werden. Wenn eine Fläche bereits auf regionaler Planungsebene ausgewiesen ist, zählt sie nicht zusätzlich auf kommunaler Ebene. Diese Regelung nach § 4 Abs. 1 Satz 2 WindBG soll verhindern, dass Länder ihre Ziele rechnerisch erfüllen, ohne tatsächlich neue Flächen zu erschließen.

Das 2-Prozent-Ziel hat eine direkte Konsequenz für die Genehmigungspraxis: In Bundesländern, die ihre Flächenziele bis zu den jeweiligen Stichtagen nicht erreichen, entfällt die Möglichkeit, Windenergieprojekte durch Raumordnungspläne pauschal auszuschließen. Kommunen und Planungsträger, die die Ausweisung verschleppen, verlieren damit ein zentrales Steuerungsinstrument. Ende 2024 lagen die ausgewiesenen Flächen in mehreren Bundesländern noch deutlich unter den vorgegebenen Zwischenzielen, was den Druck auf die Planungsebene erhöht.

Technische Anforderungen und Netzintegration

Das EEG stellt konkrete technische Anforderungen an Fernsteuerbarkeit, Messausstattung und Netzanschluss, die je nach Anlagengröße unterschiedlich ausfallen. Und mit dem AgNes-Prozess kommen ab 2029 erstmals auch Netzkosten auf Einspeiser zu.

Fernsteuerbarkeit, Leistungsbegrenzungen und Smart-Meter-Rollout

Netzbetreiber müssen in der Lage sein, Einspeiseleistung zu reduzieren, wenn das Netz überlastet ist. Deshalb schreibt § 9 EEG 2023 technische Einrichtungen zur Fernsteuerung vor, deren Umfang von der installierten Leistung abhängt.

Für Anlagen bis 7 kWp ist grundsätzlich keine Fernsteuerungseinrichtung erforderlich. Seit dem 1. März 2026 gilt jedoch: Sobald ein intelligentes Messsystem und eine Steuerungseinrichtung nach § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG eingebaut sind, muss auch diese Anlage auf Netzbetreibersteuerung vorbereitet sein.

Anlagen zwischen 7 und 25 kWp müssen bereits ab Inbetriebnahme technisch fernsteuerbar sein, solange noch kein intelligentes Messsystem installiert ist. Sobald das Messsystem eingebaut und erstmals erfolgreich getestet wurde, übernimmt dieses die Steuerungsfunktion.

Für Anlagen zwischen 25 und 100 kWp, die zwischen dem 1. Januar 2023 und dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurden, gilt eine Leistungsbegrenzung auf 60 Prozent der installierten Leistung, bis ein intelligentes Messsystem installiert und getestet ist. Diese Begrenzung schränkt die Einspeisung in sonnenreichen Spitzenstunden spürbar ein und ist deshalb ein zentrales Argument für die rasche Smart-Meter-Installation. Seit dem 25. Februar 2025 ist zusätzlich eine Fernsteuerungseinrichtung vorgeschrieben, die die 60-Prozent-Begrenzung nicht ersetzt, sondern ergänzt.

Anlagen ab 100 kWp müssen seit dem 1. Januar 2023 vollständig fernsteuerbar sein.

Der Smart-Meter-Rollout ist für diese Anforderungen von erheblicher praktischer Bedeutung, weil das intelligente Messsystem die Übergangslösungen wie die 60-Prozent-Begrenzung ablöst und gleichzeitig die Voraussetzung für die ab 2027 geplante verpflichtende Direktvermarktung ist. Das Problem: Der Rollout hinkt dem gesetzlichen Zeitplan hinterher. Für Betreiber von Anlagen zwischen 25 und 100 kWp bedeutet das, dass die Leistungsbegrenzung solange bestehen bleibt, bis der zuständige Messstellenbetreiber das System tatsächlich installiert hat.

Netzanschluss, Redispatch-Vorbehalt und Anschlussbedingungen

Der Netzanschluss von Erzeugungsanlagen richtet sich nach den technischen Anschlussbedingungen des jeweiligen Netzbetreibers. Diese Bedingungen legen fest, welche technischen Anforderungen eine Anlage erfüllen muss, bevor sie ans Netz gehen darf: Schutzeinrichtungen, Kommunikationsschnittstellen, Anmeldeverfahren und Netzverträglichkeitsprüfungen.

Neu ist ein Konzept, das das Bundeswirtschaftsministerium im März 2026 bestätigt hat: der sogenannte Redispatch-Vorbehalt. Er ermöglicht es Netzbetreibern, neue Anlagen in bestimmten Netzabschnitten unter dem Vorbehalt anzuschließen, dass sie im Bedarfsfall abgeregelt werden können, ohne dass dafür eine Entschädigung gezahlt wird. Dieser Vorbehalt gilt nicht für ganze Netzgebiete, sondern nur für konkret definierte Abschnitte mit nachgewiesenen Kapazitätsengpässen.

Für Anlagenbetreiber ist das eine relevante Änderung gegenüber dem bisherigen Redispatch-Regime, bei dem Abregelungen grundsätzlich entschädigt wurden. Der Redispatch-Vorbehalt würde bedeuten, dass ein Netzbetreiber eine Anlage an einem engpassgefährdeten Punkt zwar anschließt, die wirtschaftliche Sicherheit der vollen Einspeisung dabei aber nicht mehr garantiert ist. Die rechtliche Ausgestaltung im Detail ist noch nicht abgeschlossen und befindet sich weiterhin im Gesetzgebungsprozess.

AgNes-Orientierungspunkte: Beteiligung von Einspeisern an Netzkosten

Bislang zahlen Betreiber von Erzeugungsanlagen keine Netzentgelte. Die gesamten Netzkosten werden ausschließlich über die Stromrechnung der Verbraucher finanziert. Das soll sich nach dem Willen der Bundesnetzagentur mittelfristig ändern.

Im Februar 2026 hat die Bundesnetzagentur ihre Orientierungspunkte zum sogenannten AgNes-Prozess veröffentlicht. AgNes steht für die Arbeitsgruppe Netzkostenbeteiligung von Einspeisern. Das Ziel ist die Einführung dynamischer Netzentgeltkomponenten, die auch Einspeiser anteilig an den Kosten des Netzes beteiligen, das sie nutzen, um ihren Strom zu transportieren.

Die BNetzA strebt an, diese Komponenten frühestens ab 2029 einzuführen, mit einer anfänglich niedrigen Belastung. Für die Übertragungsnetzebene setzt das europäische Recht eine Obergrenze von 0,5 Euro pro Megawattstunde, die jedoch um Kosten für Systemdienstleistungen wie Regelenergie und Netzstabilisierung erweitert werden kann. Darüber hinaus ist eine zusätzliche Komponente angedacht, die zur gesicherten Refinanzierung von Netzinfrastrukturkosten beitragen soll, die durch die Einspeisung selbst entstehen.

Verbindlich festgeschrieben ist das bislang nicht. Die Orientierungspunkte sind das Ergebnis eines Konsultationsprozesses und noch kein Rechtsakt. Dennoch ist die Richtung klar: Wer ab 2029 eine Anlage betreibt, muss damit rechnen, erstmals an Netzkosten beteiligt zu werden. Für die Wirtschaftlichkeitsrechnung neuer Projekte mit langen Betriebslaufzeiten ist das ein Faktor, der bereits heute einkalkuliert werden sollte.

Markt‑ und Förderreform 2027: Contracts for Difference (CfD)

Ab dem 1. Januar 2027 ändert sich das Fördersystem für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen. Die beihilferechtliche Genehmigung des aktuellen EEG-Modells läuft Ende 2026 aus, was die Bundesregierung zur Novellierung zwingt. Der vorliegende Gesetzesentwurf sieht einen Systemwechsel vor, der insbesondere Kleinanlagenbetreiber und alle Neuanlagen ab 100 kW direkt betrifft.

Abschaffung der Einspeisevergütung für Neuanlagen unter 25 kW und Übergangsmodelle

Die feste Einspeisevergütung, wie sie heute für Dachanlagen bis 100 kWp gilt, entfällt ab 1. Januar 2027 vollständig für alle Neuanlagen. Das bedeutet: Wer eine Anlage nach diesem Datum in Betrieb nimmt, hat keinen gesetzlichen Anspruch mehr auf einen garantierten Vergütungssatz pro Kilowattstunde. Für Bestandsanlagen, die bis Ende 2026 ans Netz gegangen sind, gilt der gesetzliche Bestandsschutz unverändert weiter.

Als Überbrückungslösung für Kleinanlagen sieht der Entwurf die sogenannte temporäre Marktwertdurchleitung vor. Dabei erhalten Betreiber nicht mehr einen festen Vergütungssatz, sondern den tatsächlichen Marktwert des eingespeisten Stroms, also den Börsenstrompreis zum jeweiligen Einspeisezeitpunkt. Dieses Instrument ist ausdrücklich befristet und wird schrittweise abgebaut:

• 2027: Anlagen unter 25 kW können die Marktwertdurchleitung nutzen
• 2028: Nur noch Anlagen unter 10 kW haben Zugang
• Ab 2029: Das Instrument entfällt vollständig

Nach 2029 müssen also auch kleinste Dachanlagen entweder in die Direktvermarktung eintreten oder den Strom selbst verbrauchen. Eine staatlich organisierte Mindestvergütung gibt es dann nicht mehr.

CfD-Prinzip, Corridor, Claw-Back und Zahlungsverpflichtungen

Das neue Förderinstrument für Anlagen ab 100 kW ist der Contracts for Difference, kurz CfD. Das Prinzip unterscheidet sich fundamental vom bisherigen Marktprämienmodell, das nur in eine Richtung funktioniert hat: Der Staat zahlte, wenn die Marktpreise unter das Förderniveau fielen. Beim CfD gibt es jetzt auch die Gegenrichtung.

Konkret funktioniert das so: Für jede geförderte Anlage wird ein anzulegender Wert festgelegt, also ein Referenzpreis, der die Fördergrundlage bildet. Liegt der durchschnittliche Jahresmarktwert des eingespeisten Stroms unter diesem anzulegenden Wert, zahlt der Staat die Differenz an den Betreiber, genau wie bisher. Liegt der Jahresmarktwert jedoch dauerhaft über dem anzulegenden Wert und überschreitet dabei einen definierten Korridor, muss der Betreiber den überschießenden Betrag zurückzahlen. Dieser Rückzahlungsmechanismus wird als Claw-Back bezeichnet.

Die genaue Breite des Korridors, also ab welchem Übergewinn die Rückzahlungspflicht greift, ist im Entwurf noch nicht endgültig festgeschrieben. Sicher ist: Kleinere Marktpreisüberschreitungen lösen noch keine Rückzahlung aus. Erst wenn der Marktwert den anzulegenden Wert dauerhaft um den definierten Schwellenwert übersteigt, entsteht eine Zahlungsverpflichtung gegenüber dem Staat.

Betroffen sind alle Neuanlagen ab 100 kW, die nach dem 1. Januar 2027 in Betrieb gehen und sich im EEG-Förderregime befinden. Der Entwurf schließt dabei auch Anlagen ein, die sich in der sonstigen Direktvermarktung über Power Purchase Agreements befinden, sich aber vertraglich einen Wechsel in die EEG-Vergütung vorbehalten haben. Biomasse- und Biogasanlagen sind nach § 20a Abs. 2 des Entwurfs ausdrücklich von der Claw-Back-Pflicht ausgenommen, da dieser Mechanismus für diese Technologien weder beihilferechtlich vorgeschrieben ist noch von der EU-Strommarktverordnung gefordert wird.

Für Investoren bedeutet das CfD-Modell eine veränderte Risikostruktur. Die Downside bleibt abgesichert, denn bei niedrigen Marktpreisen zahlt der Staat weiterhin die Differenz. Die Upside ist jedoch gekappt: Außergewöhnlich hohe Strompreise, wie sie 2021 und 2022 aufgetreten sind, führen künftig nicht mehr zu Windfall-Profits, sondern zu Rückzahlungsverpflichtungen. Langfristige Finanzierungsmodelle für neue Projekte müssen diesen Mechanismus von Anfang an einkalkulieren.

Verpflichtende Direktvermarktung, temporäre Marktwertdurchleitung und Umsetzbarkeit

Direktvermarktung ist ab 2027 kein optionales Modell mehr, sondern der gesetzliche Regelfall für alle Neuanlagen. Das bedeutet, dass Betreiber ihren Strom über einen Direktvermarktungsdienstleister an der Börse vermarkten müssen, anstatt ihn pauschal zu einem garantierten Satz an den Netzbetreiber abzugeben.

Für die Übergangsphase sieht der Entwurf drei parallele Abnahmewege vor:

• Die temporäre Marktwertdurchleitung für Kleinanlagen unter 25 kW (bis Ende 2028) beziehungsweise unter 10 kW (bis Ende 2028), die bis 2029 vollständig ausläuft
• Die unentgeltliche Abnahme für Anlagen mit maximal 100 kW als Rückfalloption, wenn kein Direktvermarktungsvertrag besteht
• Die Marktwertdurchleitung für ausgeförderte Anlagen, deren 20-jährige Förderperiode abgelaufen ist

Das grundlegende Problem dabei ist die fehlende Infrastruktur. Direktvermarktung funktioniert nur dann zuverlässig und kosteneffizient, wenn Anlagen mit intelligenten Messsystemen ausgestattet sind, die Viertelstundenwerte erfassen und in Echtzeit übermitteln können. Genau dieser Smart-Meter-Rollout liegt zum Stand März 2026 hinter dem gesetzlichen Zeitplan zurück. Ohne flächendeckende Messinfrastruktur können Direktvermarktungsdienstleister kleine Dachanlagen nicht wirtschaftlich in ihre Portfolios integrieren, weil die Abrechnungs- und Kommunikationsprozesse im Massengeschäft noch nicht standardisiert sind.

Für Betreiber kleiner Neuanlagen, die ab 2027 in Betrieb gehen, bedeutet das in der Praxis: Sie sind zwar formal zur Direktvermarktung verpflichtet, können aber möglicherweise keinen Dienstleister finden, der ihre Anlage zu wirtschaftlich vertretbaren Konditionen übernimmt, solange kein intelligentes Messsystem installiert ist. Die unentgeltliche Abnahme als Rückfalloption löst dieses Problem nur teilweise, weil dabei kein fester Vergütungssatz garantiert wird, sondern lediglich die physische Abnahme des Stroms ohne Vergütung sichergestellt ist.

Die endgültige Ausgestaltung des Gesetzes, insbesondere die genaue Definition des CfD-Korridors, die Höhe der Agri-PV-Boni und die konkreten Übergangsbedingungen, steht zum Zeitpunkt dieser Veröffentlichung noch aus. Investoren, die Projekte für 2027 und danach planen, sollten die weitere Gesetzgebung eng verfolgen, bevor Finanzierungsentscheidungen auf Basis der aktuellen Entwurfslage getroffen werden.

Spezielle Segmente: Agri‑PV, Wasserstoff, Biomasse und Mieterstrom

Neben den Standardformaten für Dach-Solar und Windkraft gibt es im EEG mehrere Spezialsegmente, die eigene Förderregeln, eigene Ausschreibungen und teilweise eigene Anforderungen haben. Wer eine dieser Technologien plant, muss die jeweiligen Sonderbedingungen kennen.

Agri-PV-Bonus, Höhenanforderungen und Förderhöhe

Agri-PV bezeichnet Solaranlagen, die über landwirtschaftlich genutzten Flächen installiert werden, sodass die Fläche gleichzeitig für Anbau oder Tierhaltung genutzt werden kann. Das EEG fördert dieses Konzept mit einem zusätzlichen Bonus auf den anzulegenden Wert, also auf den Vergütungssatz, der im Ausschreibungsverfahren als Grundlage gilt.

Voraussetzung für den Bonus ist eine Lichthöhe von mindestens 2,10 Metern. Das bedeutet, die Unterkante der Solarmodule muss mindestens 2,10 Meter über dem Boden liegen, damit landwirtschaftliche Maschinen darunter arbeiten können. Anlagen, die diese Höhe nicht erreichen, gelten nicht als hochaufgeständerte Agri-PV und erhalten den Bonus nicht.

Der Bonus beträgt derzeit 2,5 ct/kWh. Im Rahmen der geplanten EEG-Novelle für 2027 ist eine Absenkung auf voraussichtlich 1,5 ct/kWh vorgesehen, wobei die endgültige Höhe noch nicht festgeschrieben ist.

Ein weiterer wichtiger Punkt: Dieser Bonus steht unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt nach § 101 EEG 2023. Solange die EU-Kommission die entsprechenden Regelungen des Solarpakets I nicht genehmigt hat, gilt für hochaufgeständerte Agri-PV-Anlagen die Rechtslage vom 15. Mai 2024, also ohne den erhöhten Bonus. Wer eine Agri-PV-Anlage mit diesem Aufschlag plant, muss die EU-Genehmigung abwarten, bevor diese Förderbedingung verlässlich einkalkuliert werden kann.

Wasserstoff-Ausschreibungen (Segmente 1 und 2) und Anforderungen

Das EEG 2023 hat zwei separate Ausschreibungssegmente für Projekte eingeführt, die erneuerbaren Strom mit Wasserstoff kombinieren. Beide Segmente sind technisch und inhaltlich klar voneinander getrennt.

Segment 1 nach § 39o EEG richtet sich an Projekte, die Windenergie- oder Solaranlagen mit einer wasserstoffbasierten Stromspeicherung kombinieren. Das Gesamtvolumen dieses Segments beträgt 4.400 Megawatt. Die Idee dahinter ist, überschüssigen Strom per Elektrolyse in Wasserstoff umzuwandeln, zu speichern und bei Bedarf wieder in Strom zurückzuverstromem. Der Wasserstoff muss dabei ausschließlich aus dem Strom der zugehörigen Erneuerbare-Energien-Anlage hergestellt werden. Es geht also nicht darum, extern bezogenen Wasserstoff zu verstromen, sondern um ein integriertes Speichersystem.

Segment 2 nach § 39p EEG ist anders konzipiert: Hier geht es um die direkte Stromerzeugung aus grünem Wasserstoff. Das Gesamtvolumen beträgt 4.000 Megawatt. Im Jahr 2026 finden Ausschreibungen zu den Gebotsterminen 1. Juni und 1. Dezember statt, mit einem Gesamtvolumen von 1.200 Megawatt für das laufende Jahr. Die zentrale Anforderung ist, dass der eingesetzte Wasserstoff aus ungefördertem erneuerbarem Strom hergestellt worden sein muss. Wer also Wasserstoff verwendet, der unter einer EEG-Vergütung produziert wurde, erfüllt diese Bedingung nicht.

Für Unternehmen, die Wasserstoff elektrochemisch herstellen und als stromkostenintensive Betriebe eingestuft sind, gilt zudem eine vollständige Befreiung von EEG-Umlage, KWKG-Umlage und Offshore-Netzumlage bis zum 31. Dezember 2029.

Biomasse-Ausnahmen, Mieterstromförderung und kommunale Beteiligung

Biomasse nimmt im EEG eine Sonderstellung ein, die sich durch die gesamte aktuelle Reformdiskussion zieht. Im Rahmen der geplanten EEG-Novelle für 2027 sind Biomasse- und Biogasanlagen ausdrücklich von der Claw-Back-Pflicht ausgenommen, also von der Verpflichtung, bei dauerhaft hohen Marktpreisen Übergewinne zurückzuzahlen. Die Begründung: Weder die EU-Strommarktverordnung noch das Beihilferecht verlangen diesen Mechanismus für Biomasseanlagen. Gleichzeitig werden die Ausschreibungsvolumen für Biomasse und Biomethan für die Jahre 2027 bis 2032 stabilisiert und festgeschrieben, um Planungssicherheit für den Bestand zu schaffen.

Mieterstrom ist eine Förderform, bei der Betreiber einer Solaranlage den erzeugten Strom direkt an Mieter im selben Gebäude oder Quartier liefern, ohne diesen Strom ins öffentliche Netz einzuspeisen. Dafür zahlt der Netzbetreiber einen Mieterstromzuschlag nach § 21 Abs. 3 EEG zusätzlich zum Marktpreis. Die Fördersätze für 2026 werden auf Basis der durchschnittlichen Gebotswerte der Solarausschreibungen aus dem Jahr 2024 berechnet.

Mit dem EEG 2023 wurden zwei zentrale Hemmnisse beseitigt, die Mieterstromkonzepte lange unattraktiv gemacht hatten: Die frühere Obergrenze von 100 kW für direkt belieferte Anlagen entfiel, ebenso der jährliche Zubaudeckel von 500 Megawatt. Größere Quartierslösungen und Gewerbeprojekte mit Mieterstromkonzept sind damit förderfähig, ohne an eine Kapazitätsgrenze zu stoßen.

Kommunale Beteiligung ist auf Bundesebene nach § 6 EEG 2023 als Möglichkeit ausgestaltet, nicht als Pflicht. Gemeinden können sich an der Wertschöpfung von Wind- und Solaranlagen beteiligen, müssen es aber nicht. Mehrere Bundesländer haben diese Lücke mit eigenen Regelungen geschlossen. In Sachsen gilt seit dem 1. Januar 2026 ein Beitrag von 0,3 ct/kWh auf die tatsächlich eingespeiste Strommenge sowie eine Sonderabgabe von 2.000 Euro je Megawatt installierter Photovoltaikleistung. Bayern setzt auf eine Ausgleichsabgabe nach Art. 25 BayWiVG, wenn Betreiber keine angemessene Beteiligung der betroffenen Gemeinden nachweisen können. Nordrhein-Westfalen regelt die Beteiligung über das Bürgenenergiegesetz mit Modellen wie Stromertragsbeteiligung oder Eigenkapitalbeteiligung. Thüringen schreibt Zuwendungen für mindestens 20 Jahre ab Inbetriebnahme der ersten Anlage vor. Wer Projekte in diesen Bundesländern entwickelt, muss die jeweiligen Landesregelungen kennen und in die Projektkalkulation einbeziehen.

Compliance, Monitoring und offene Rechtsfragen

Monitoring 2026, Transparenzpflichten und EEV-Meldepflichten

Die Bundesnetzagentur führt jährlich ein Monitoring-Verfahren durch, das die Marktentwicklung im Energiesektor dokumentiert und Transparenz für alle Marktteilnehmer herstellt. Das Monitoring 2026 wurde mit dem Verfahren GBK-26-02-1#1 am 2. Januar 2026 offiziell eingeleitet und umfasst Datenerhebungen für die Jahre 2025 und 2026. Parallel dazu läuft eine gesonderte Datenabfrage zur Weiterentwicklung der Qualitätsregulierung für die Netzleistungsfähigkeit im Strombereich.

Für Übertragungsnetzbetreiber bestehen nach § 3 der Erneuerbare-Energien-Verordnung konkrete Meldepflichten: Sie sind verpflichtet, ihre Vermarktungstätigkeiten transparent darzustellen. Das umfasst Informationen zur Marktprämie, zur ÜNB-Vermarktung, zur aktuellen EEG-Kontoübersicht sowie Daten zur Ausfall- und Direktvermarktung. Diese Transparenzpflichten sind keine Formalität, sondern bilden die Datenbasis, auf der die Bundesnetzagentur Fördersätze, Ausschreibungsvolumen und Höchstwerte für die Folgejahre festlegt.

Für Anlagenbetreiber und Direktvermarkter bedeutet das in der Praxis, dass alle relevanten Einspeise- und Vermarktungsdaten korrekt und fristgerecht gemeldet werden müssen. Fehlerhafte oder ausstehende Meldungen können dazu führen, dass Vergütungsansprüche nicht korrekt abgerechnet werden.

Repowering-Regeln, Übergangsbestimmungen und noch offene Rechtsfragen

Repowering bezeichnet den Austausch oder die Modernisierung bestehender Anlagenteile, zum Beispiel den Ersatz älterer Windenergieanlagen durch leistungsstärkere Modelle auf denselben Standorten. Das EEG 2023 enthält dafür spezialisierte Regelungen in § 38b Abs. 2 Satz 1 und § 38h, die festlegen, unter welchen Bedingungen eine modernisierte Anlage weiterhin Förderansprüche behält und wie der Vergütungsanspruch neu berechnet wird. Diese Regelungen stehen jedoch unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt nach § 101 EEG 2023. Solange die EU-Kommission keine Freigabe erteilt hat, gilt für Repowering-Projekte die Rechtslage in der Fassung vom 15. Mai 2024.

Wer heute ein Repowering-Projekt plant, kalkuliert also mit einem Rechtsstand, der sich nach der EU-Entscheidung noch verändern kann. Das ist kein theoretisches Risiko, sondern ein konkreter Planungsfaktor, der Projektzeiträume, Finanzierungsmodelle und Vergütungserwartungen direkt beeinflusst.

Darüber hinaus gibt es zum Stand März 2026 mehrere Rechtsfragen, die noch nicht abschließend geklärt sind:

• EU-Beihilfegenehmigung für das Solarpaket I: Die erhöhten Ausschreibungsvolumen, die reduzierten Mindestgebote von 750 kW sowie die Boni für hochaufgeständerte Agri-PV-Anlagen und Moorflächenprojekte sind weiterhin nicht genehmigt. Der Claw-Back-Mechanismus bleibt der zentrale Streitpunkt zwischen Bundesregierung und EU-Kommission.
• CfD-Korridor und Agri-PV-Bonushöhe im EEG 2027: Der Gesetzesentwurf zeigt die Grundstruktur, aber die genaue Korridorbreite, ab der Betreiber Übergewinne zurückzahlen müssen, sowie die endgültige Höhe des Agri-PV-Bonus sind noch nicht festgelegt.
• Redispatch-Vorbehalt: Das Konzept ist politisch bestätigt, aber die rechtliche Ausgestaltung ist noch nicht abgeschlossen. Unter welchen exakten Bedingungen ein Netzabschnitt mit diesem Vorbehalt belegt werden darf und welche Informationspflichten gegenüber Anlagenbetreibern gelten, ist noch offen.
• Netzkostenbeteiligung von Einspeisern ab 2029: Die Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur aus dem AgNes-Prozess sind kein Rechtsakt, sondern eine Konsultationsgrundlage. Die verbindliche Umsetzung, die konkrete Höhe der Komponenten und die genaue Abgrenzung betroffener Anlagen sind noch nicht geregelt.
• Smart-Meter-Rollout als Voraussetzung für die Direktvermarktungspflicht 2027: Ob die verpflichtende Direktvermarktung für neue Kleinanlagen ab Januar 2027 praktisch umsetzbar ist, hängt direkt davon ab, wie viele Anlagen bis dahin mit intelligenten Messsystemen ausgestattet sind. Aktuell liegt der Rollout hinter dem gesetzlichen Zeitplan zurück, was bedeutet, dass ein Teil der betroffenen Betreiber ab 2027 formal zur Direktvermarktung verpflichtet ist, aber faktisch keinen funktionierenden Zugang dazu hat.

Für Betreiber, Investoren und Projektentwickler bedeutet diese Rechtslage: Wer Entscheidungen trifft, die auf noch nicht genehmigten oder noch nicht finalisierten Regelungen basieren, trägt das Risiko, dass sich die Förderbedingungen bis zur endgültigen Entscheidung noch ändern. Das gilt insbesondere für Agri-PV-Projekte, Repowering-Vorhaben und alle Neuanlagen, die ab 2027 in Betrieb gehen sollen.

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