Die feste Einspeisevergütung hat den Solarausbau auf deutschen Dächern kalkulierbar gemacht. Ab 2027 soll dieses Sicherheitsnetz für neue Solaranlagen fallen. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) und Umweltminister Carsten Schneider (SPD) kündigen stattdessen Differenzverträge (CfDs) an. Gleichzeitig läuft die EU-Genehmigung für die bisherige Solarförderung Ende 2026 aus. Ein Ersatz wird also zwingend. Wer 2026 noch installiert, profitiert weiterhin vom bisherigen System. Seit dem 1. Februar 2026 liegt die Vergütung bei 7,78 Cent pro Kilowattstunde.
Direktvermarktung als Pflicht – Marktlogik ersetzt Planungssicherheit
Noch gibt es keine EEG-Novelle, doch die Stoßrichtung ist klar. Die feste Einspeisevergütung soll enden. Künftig sollen Betreiber ihren Strom über Direktvermarkter absetzen. Damit wird aus einer einfachen Abrechnung ein Vertragsmodell mit Preiskorridor. Liegt der Börsenpreis unter dem vereinbarten Bereich, gleicht der Vertragspartner die Differenz aus. Liegt der Preis darüber, muss der Anlagenbesitzer Geld an den Vertragspartner zahlen. Dieses Risiko gab es im EEG-System nicht.
Politisch wird das Modell mit Netzdienlichkeit begründet. Kritiker der Einspeisevergütung verweisen auf die unkoordinierte Einspeisung an sonnigen Tagen. Dann fällt der Börsenpreis teils unter null. Das gilt als Signal für ein System, das zeitweise mehr Strom erhält, als es sinnvoll aufnehmen kann. Zugleich verweisen Fachleute auf lokale Engpässe, wenn Netze überfordert werden. Der Umbau des Marktdesigns soll solche Effekte reduzieren.
Kleine PV-Dächer verlieren wirtschaftlichen Boden
Eine Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE im Auftrag der Elektrizitätswerke Schönau (EWS) warnt vor einem harten Bruch im Kleinanlagensegment. Im Zentrum steht die verpflichtende Direktvermarktung für Dachanlagen bis 30 kWp. „Unsere Berechnungen ergeben, dass für eine Direktvermarktung des Stroms kleiner PV-Dachanlagen bis 30 kWp zurzeit noch eine um etwa 15 Prozent höhere Eigenverbrauchsquote nötig wäre, um den gleichen wirtschaftlichen Ertrag wie unter EEG-Vergütung zu erzielen“, sagt Dr. Verena Fluri, Projektleiterin und Mitautorin der Studie.
Das trifft Haushalte, die tagsüber wenig Strom abnehmen. Wer kein Elektroauto lädt und keine großen Verbraucher im Haus hat, erreicht diese Quoten oft nicht. Genau diese Gruppe prägt jedoch den Massenmarkt auf Einfamilienhausdächern. Wenn sich Anlagen dort weniger rechnen, bricht ein zentraler Treiber des Ausbaus weg.
Gebühren fressen Erträge – Direktvermarktung wird zum Renditekiller
Die Studie sieht die Erlöse aus Solarstrom in erheblichem Umfang durch Vermarktungsgebühren aufgezehrt. Je nach Eigenverbrauchsquote könnten diese Kosten über 20 Jahre bis zu 69 Prozent der Erlöse ausmachen. Damit sinkt der Zahlungsstrom, der die Investition trägt. Die Amortisationszeit verlängert sich um mehrere Jahre. „Viele Anlagen würden somit entweder kleiner dimensioniert oder gar nicht gebaut werden“, warnen die Autoren.
Ein zweiter Bremsfaktor liegt im Aufwand. Direktvermarktung verlangt Vertragswahl, Abrechnungsverständnis und eine Prognose künftiger Marktpreise. „Käufer müssten sich mit dem System der Direktvermarktung vertraut machen und die Einnahmen abschätzen. Die Abschätzung der Einnahmen ist mit großen Unsicherheiten behaftet, da sie stark von vielen Faktoren (…) abhängig ist. Die EEG-Vergütung hingegen bietet die Sicherheit garantierter Einnahmen über 20 Jahre.“ Für private Eigentümer ist diese Unsicherheit oft entscheidender als ein theoretischer Mehrertrag.
Netzdienlichkeit geht auch ohne Kahlschlag bei der Förderung
Die Studienautoren verweisen auf Instrumente, die zunächst ausgebaut werden sollten. Dazu gehört ein schnellerer Smart-Meter-Rollout. Ohne flächendeckende Messung bleibt Steuerung im Alltag begrenzt. Auch dynamische Stromtarife setzen Preissignale, die Verbraucher zu Lastverschiebung motivieren. Eine dynamische Einspeisevergütung könnte Einspeisung zeitlich lenken, ohne Kleinanlagen in komplexe Vertragsmodelle zu drängen.
Zusätzlich nennen die Autoren eine geförderte Direktvermarktung als Zwischenstufe. Dann entstehen Anreize, wenn Börsenpreise hoch sind, ohne dass Gebühren kleine Betreiber überrollen. Der Kern der Empfehlung lautet: erst Infrastruktur und Regeln schaffen, dann Pflichten ausweiten.
EWS warnt vor Schnellschuss: Ohne Smart Meter fehlt die Basis
Die EWS, die die Studie beauftragt haben, drängen auf Reihenfolge und Realismus. „Momentan gibt es weder eine flächendeckende Ausstattung mit Smart Metern, um die Einspeisung des Solarstroms in die Netze zeitgenau überhaupt zu erfassen, noch haben wir diesbezüglich eine durchgehend standardisierte Marktkommunikation in Deutschland“, sagt EWS-Vorstand Alexander Sladek laut Mitteilung.
Sladek fürchtet Verwerfungen bei Kleininvestoren. „Ein überstürzter Ausstieg aus der EEG-Vergütung würde Kleininvestoren, wie zum Beispiel die Bürgerenergie, direkt treffen, weil die Anlagen sich kaum noch rechnen.“ Er verbindet das mit einer Ausbauwarnung: „Und vor allem würde die Energiewende ausgebremst, weil weniger und kleinere Anlagen gebaut würden.“ Das Wirtschaftsministerium soll in den nächsten Wochen einen Entwurf vorlegen. Parallel läuft die Degression weiter. Zum 1. August 2026 wird die Vergütung erneut gesenkt.
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